Author: Трухний А.Д. Изюмов М.А. Поваров О.А.
Tags: общая энергетика тепловые двигатели в целом получение, распределение и использование пара паровые машины паровые котлы энергетика электроэнергетика электротехника теплоэнергетика
ISBN: 978-5-383-01042-6
Year: 2016
Text
основы
СОВРЕМЕННОЙ
ЭНЕРГЕТИКИ
УДК 620.9+621.1(075.8)
ББК 31+31.2я73
О 753
Рецензенты: акад. РАН О.Н. Фаворский,
акад. РАН А.И. Леонтьев,
чл.-корр. РАН А.В. Клименко
Основы современной энергетики : учебник для вузов : в 2 т. /
О 753 под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова.
—
6-е
изд., перераб. и доп. —М. : Издательский дом МЭИ, 2016.
ISBN 978-5-383-01042-6
Том 1. Современная теплоэнергетика / А.Д. Трухний,
М.А. Изюмов, О.А. Поваров, С.П. Малышенко; под ред.
А.Д. Трухния. — 512 с., ил.
ISBN 978-5-383-01043-3 (т. 1)
Изложены основные закономерности явлений и процессов, на которых бази
руется современная теплоэнергетика; объясняются основы технологических
процессов преобразования энергии первичных теплоносителей в электроэнер
гию и товарное тепло на тепловых, атомных, геотермальных и водородных
электростанциях; рассматриваются проблемы, связанные с созданием нового
энергетического оборудования; описываются конструкции паровых и газовых
турбин, энергетических котлов и котлов-утилизаторов, ядерных реакторов,
подогревателей сетевой воды, конденсаторов и другого оборудования.
Учебник предназначен для студентов энергетических вузов, осваивающих
производственный менеджмент в энергетике по направлениям подготовки
«Электроэнергетика», «Теплоэнергетика», а также «Энергомапгиностроение».
Книга будет полезна для слушателей системы дополнительного профессиональ
ного образования, энергетиков-производственников, желающих повысить квали
фикацию, менеджеров энергетических компаний. Предыдущее издание учебника,
существенно переработанное и дополненное новыми главами, выпито в свет
в 2010 г. в Издательском доме МЭИ.
УДК 620.9+621.1(075.8)
ББК 31+31.3я73
ISBN 978-5-383-01043-3 (т. 1)
ISBN 978-5-383-01042-6
© Авторы, 2016
© АО «Издательский дом МЭИ», 2016
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие научного редактора учебника............................................................................. 10
Предисловие редактора первого тома «Современная теплоэнергетика»..............................
14
Основные сокращения................................................................................................................. 19
Глава первая. Введение в теплоэнергетику.......................................................................... 20
1.1.0 физических величинах, используемых в практике производства
и потребления электрической и тепловой энергии................................................... 20
1.2. Некоторые свойства водяного пара и воды.. .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. 25
1.3. Некоторые свойства топлива, сжигаемого на тепловых электростанциях........... 28
1.4. Некоторые свойства материалов для энергетического оборудования .. .. .. .. ... ... ... .. 31
1.5. Энергетика и электрогенерирующие станции.. .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... . 33
Контрольные вопросы и задания................................................................................................ 35
Литература для самостоятельного изучения.......................................................................... 35
Глава вторая. Устройство и функционирование современной ТЭС, работающей
на органическом топливе........................................................................................................ 36
2.1. Типы тепловых электростанций.. .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... . 36
2.2. Общее представление о тепловой электростанции . ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... 38
2.3. Технологический процесс преобразования химической энергии топлива
в электроэнергию на ТЭС.............................................................................................. 42
2.4. Главный корпус ТЭС .. .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... . 50
2.5. Знакомство с основным оборудованием ТЭС.. .. .. .. .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. . 53
2.6. Ближайшие и отдаленные перспективы строительства ТЭС .. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. 57
Контрольные вопросы................................................................................................................. 58
Литература для самостоятельного изучения.......................................................................... 59
Глава третья. Устройство и функционирование современной ТЭЦ............................ 60
3.1. Снабжение теплом промышленных предприятий и населения крупных
и средних городов.......................................................................................................... 60
3.2. Понятие о теплофикации.............................................................................................. 64
3.3. Представление о тепловых сетях крупных городов.. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .. 64
3.4. Раздельная и комбинированная выработка электроэнергии и тепла .
Термодинамическое преимущество комбинированной выработки....................... 67
3.5. Распределение топлива на ТЭЦ на выработанные электроэнергию и тепло.
Показатели качества работы ТЭЦ............................................................................... 71
3.6. Устройство ТЭЦ и технологический процесс получения горячей сетевой
воды.................................................................................................................................. 73
Контрольные вопросы................................................................................................................. 76
Литература для самостоятельного изучения.......................................................................... 76
Г1ава четвертая. Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ............... 77
4.1. Схема теплофикационной установки ТЭЦ .. .... .. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... . 77
5
Оглавление
4.2. График тепловой нагрузки теплосети и работа теплофикационной
установки ТЭЦ.............................................................................................................. 80
4.3. Устройство сетевых подогревателей. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. 85
Контрольные вопросы................................................................................................................. 91
Литература для самостоятельного изучения.......................................................................... 91
Глава пятая. Энергетическое топливо и его сжигание..................................................... 92
5.1. Виды органического топлива.. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... 92
5.2. Газообразное топливо.................................................................................................... 95
5.3. Жидкое топливо.............................................................................................................. 98
5.4. Сжигание природногогаза и мазута. .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... . 100
5.5. Твердое топливо.. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... ...108
Контрольные вопросы.................................................................................................................. 125
Литература для самостоятельного изучения............................................................................ 126
Глава шестая. Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ 127
6.1. Устройство котельной установки ... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... . 127
6.2. Технические требования к котельным установкам.. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. . 132
6.3. Устройство и функционирование газомазутного котла. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. 134
6.4. Устройство и функционирование пылеугольного котла. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. 140
6.5. Котлы с циркулирующим кипящим слоем.. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... . 146
6.6. Технический уровень отечественного котлостроения... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .. 157
Контрольные вопросы и задания................................................................................................. 160
Литература для самостоятельного изучения............................................................................ 161
Глава седьмая. Устройство и функционирование АЭС различного типа.......................162
7.1. Место атомной энергетики в мире, России и ее европейской части.......................162
7.2. Ресурсы, потребляемые АЭС, ее продукция и отходы производства.....................165
7.3. Представление о ядерных реакторах различного типа. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. 167
7.4. Сравнение реакторов типов ВВЭР и РБМК ... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... 179
7.5. Технологические схемы производства электроэнергии на АЭС с реакторами
типов ВВЭР и РБМК....................................................................................................... 180
7.6. Преимущества и недостатки АЭС по сравнению с ТЭС. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... 183
7.7. Текущее положение и перспективы строительства АЭС в России и за рубежом. 185
Контрольные вопросы.................................................................................................................. 188
Литература для самостоятельного изучения............................................................................188
Глава восьмая. Устройство современных паровых турбин................................................ 189
8.1. Устройство паровой турбины... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... ..189
8.2. Проточная часть и принцип действия турбины. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ...192
8.3. Конструкция основных узлов и деталей паровых турбин. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. .197
8.4. Типы паровых турбин и области их использования.. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .206
8.5. Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики
.212
Контрольные вопросы..................................................................................................................214
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 215
Глава девятая. Устройство современных стационарных газотурбинных
двигателей.....................................................................................................................................216
9.1. Устройство газотурбинного двигателя .. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... . 216
9.2. Устройство воздушного компрессора .. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... . 222
9.3. Устройство камеры сгорания .. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... . 227
6
Оглавление
9.4. Устройство газовой турбины... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... . 232
9.5. Конструкция горелочных устройств. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. . 238
9.6. Роторы газотурбинных двигателей. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. ..244
Контрольные вопросы..................................................................................................................246
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 247
Глава десятая. Современные ГТУ для парогазовых электростанций...........................248
10.1 . Технический уровень и характеристики зарубежных и отечественных ГТУ
..
.248
10.2 . Конструкции современных ГТУ.. .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ...253
10.3 . Особенности функционирования современных ГТУ. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. 270
10.4 . Преимущества, недостатки и области использования ГТУ................................... 274
Контрольные вопросы..................................................................................................................275
Литература для самостоятельного изучения.......................................................................... 276
Глава одиннадцатая. Котельные установки парогазовых энергоблоков...................... 277
11.1 . Тепловые схемы котельных установок.. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. 277
11.2 . Конструкции котлов-утилизаторов. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. . 283
Контрольные вопросы................................................................................................................. 292
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 293
Глава двенадцатая. Особенности паровых турбин и паротурбинных установок
парогазовых энергоблоков....................................................................................................... 294
12.1 . Особенности паровых турбин парогазовых энергоблоков.. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. . 294
12.2 . Особенности работы паровой турбины в составе ПГУ-450Т
в конденсационном и теплофикационном режимах................................................302
12.3 . Конденсационная установка и конструкция конденсатора. ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... . 304
12.4 . Теплофикационная установка энергоблока ПГУ-450Т......................................... 309
Контрольные вопросы..................................................................................................................311
Литература для самостоятельного изучения............................................................................311
Глава тринадцатая. Устройство и функционирование парогазовых
установок ТЭС и ТЭЦ............................................................................................................... 312
13.1 . Понятие о парогазовых энергетических технологиях и устройство
простейшей ПГУ........................................................................................................... 312
13.2 . Классификация ПГУ, их типы, преимущества и недостатки................................. 318
13.3 . Парогазовые установки утилизационного типа.. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. . 323
13.4 . Особенности тепловых схем и технологического процесса ПГУ-ТЭЦ .. .. .. .. .... .. .. 330
13.5 . Технологическая схема и функционирование парогазовой электростанции
..
.338
13.6 . Преимущества и недостатки ПГУ, их место в зарубежной энергетике
и тенденции развития...................................................................................................347
Контрольные вопросы..................................................................................................................353
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 354
Глава четырнадцатая. Технический уровень, состояние и перспективы
теплоэнергетики России........................................................................................................... 355
14.1 . Понятие о техническом уровне энергетики и теплоэнергетики.. .. ... .... .. .... .. ... .... .355
14.2 . Номенклатура генерирующих теплоэнергетических мощностей и структура
выработки электроэнергии.......................................................................................... 356
14.3 . Возрастной состав оборудования ТЭСи ТЭЦ России. .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... .. 363
14.4 . Экономичность электростанций ... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .365
14.5 . Маневренность энергетического оборудования .. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. . 367
7
Оглавление
14.6 . Причины технического отставания российской теплоэнергетики. .. ... ... ... .. .. .. ... ... 371
Контрольные вопросы..................................................................................................................372
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 373
Глава пятнадцатая. Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
. 374
15.1 . Техническая стратегия обновления теплоэнергетики для различных
регионов России........................................................................................................... 374
15.2 . Состояние и перспективы создания современных высокотемпературных
ГТУ российским энергомашиностроением...............................................................377
15.3 . Проблемы и перспективы создания российских паротурбинных энергоблоков
нового поколения........................................................................................................... 382
Контрольные вопросы..................................................................................................................397
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 398
Глава шестнадцатая. Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки
нового поколения....................................................................................................................... 399
16.1 . Основные пути совершенствования энергетического оборудования
классических ТЭС........................................................................................................ 399
16.2 . Сравнительный анализ технического уровня отечественных и зарубежных
паровых турбин............................................................................................................. 401
16.3 . Переход к суперсверхкритическим параметрам пара... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. ..411
16.4 . Совершенствование тепловой схемы турбоустановки. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... . 418
16.5 . Технические характеристики зарубежных классических энергоблоков
с суперсверхкритическими параметрами пара........................................................ 419
Контрольные вопросы и задания.................................................................................................425
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 426
Глава семнадцатая. Стратегия продления ресурса и реновации
работающих ТЭС........................................................................................................................ 427
17.1 . Методы реновации ТЭС и проблема продления ресурса. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. 427
17.2 . Последствия длительной работы металла при высокой температуре
и исчерпание ресурса.................................................................................................. 429
17.3 . Технология обеспечения и продления ресурса элементов
энергетического оборудования....................................................................................436
17.4 . Управление сроком эксплуатации энергетического оборудования. .. ... ... ... .. .. .. ... . 439
Контрольные вопросы................................................................................................................. 441
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 441
Глава восемнадцатая. Геотермальная энергетика...............................................................442
18.1 . Источники высокопотенциальной теплоты на геотермальной электростанции
и особенности геотермального теплоносителя........................................................ 442
18.2 . Технологический процесс получения электроэнергии на ГеоЭС... ... .. .... .. .... ... .. . 450
18.3 . Особенности оборудования ГеоЭС. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. . 452
18.4 . Технико-экономические показателя ГеоЭС. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. .. ... ... ... .. .. ..462
18.5 . Технический уровень Мутновской и зарубежных ГеоЭС. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. 463
18.6 . Перспективы развития геотермальной энергетики в России .. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... . 467
Контрольные вопросы..................................................................................................................468
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 468
8
Оглавление
Глава девятнадцатая. Введение в водородные технологии в энергетике...................... 469
19.1 . Водородная энергетика — перспективное направление развития
генерирующих мощностей.......................................................................................... 469
19.2 . Водородные технологии производства электроэнергии . .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. .. 470
19.3 . Особенности водорода как топлива для ТЭС. .. .... .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... 474
19.4 . Водородно -кислородные парогенераторы... ... .. .... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... .. .... ... .. .... ..474
19.5 . Технологические схемы производства электроэнергии на ТЭС
с использованием водородно-кислородных парогенераторов .. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ..478
19.6 . Автономные водородные электростанции .. .... .. .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... .. ... .... .. .... ..481
19.7 . Технико-экономические аспекты водородной энергетики.. .. .. .. .... .. ... .. .. .. .... .. ... .. .. . 483
Контрольные вопросы................................................................................................................. 484
Литература для самостоятельного изучения........................................................................... 484
СЛОВАРЬ ОСНОВНЫХ ТЕРМИНОВ..................................................................................485
10
ПРЕДИСЛОВИЕ НАУЧНОГО РЕДАКТОРА УЧЕБНИКА
Предлагаемый читателю учебник — шестое издание переработанного
и полностью адаптированного к требованиям Государственного образова-
тельного стандарта курса лекций, прочитанного в 2000 г. профессорами
МЭИ для Председателя правления РАО «ЕЭС России» А.Б. Чубайса
и менеджеров высшего звена РАО. В дальнейшем курс был прочитан
также руководству Федеральной сетевой компании, ПАО «Интер РАО ЕЭС»,
ООО «Газпром Энергохолдинг», «УК Сибирская генерирующая компа-
ния» и ряда других энергетических компаний.
По материалам курса лекций в 2002 г. был выпущен двухтомник
«Основы современной энергетики», на базе этой книги в 2003 г. был
создан одноименный учебник, переизданный уже в 2004 г. Последнее,
пятое издание книги было стереотипное четвертому изданию и вышло
в 2010 г. Эти издания оказались чрезвычайно востребованными специа-
листами энергосистем России, студентами и аспирантами энергетических
специальностей вузов России. Сегодня для многих энергетиков — от менед-
жеров высшего звена до эксплуатационного персонала электростанций —
эта книга является настольной.
В 2004 г. учебник (третье издание) был отмечен дипломом Ассоциации
книгоиздателей России как лучшая книга года, а в 2005 г. коллектив его
авторов удостоен премии Правительства РФ в области образования.
Учебник предназначен для студентов энергетических специальностей
вузов, менеджеров энергетических компаний, слушателей системы допол-
нительного профессионального образования, энергетиков-производствен-
ников, желающих повысить квалификацию.
Как и предыдущие, настоящее издание состоит из двух томов. В пер-
вом томе излагаются основы современной теплоэнергетики — части топ-
ливно-энергетического комплекса, обеспечивающего производство элект-
роэнергии и товарной теплоты на тепловых электростанциях различного
типа. Во втором томе рассмотриваются основные закономерности явле-
ний и процессов, на которых базируется современная электроэнергетика,
объясняются устройство и принципы функционирования электрогенери-
рующего оборудования, освещаются все вопросы, связанные с производ-
ством, передачей и распределением электрической энергии.
Характеризуя настоящее издание учебника, прежде всего необходимо
отметить его энциклопедичность. Так, в первом томе в сравнительно неболь-
шом объеме изложены не только основы технологических процессов преоб-
разования энергии первичных теплоносителей в электроэнергию и товар-
11
Предисловие научного редактора учебника
ное тепло на тепловых, атомных, геотермальных и водородных
электростанциях, но и все особенности, связанные с реализацией такого
преобразования, а также с созданием нового энергетического оборудова-
ния. Книга дает возможность получить четкие представления о конструк-
ции сложнейших машин — паровых и газовых турбин, энергетических
котлов и котлов-утилизаторов, ядерных реакторов, конденсаторов и дру-
гого оборудования, создание которого находится на границе науки
и искусства. Этому в немалой степени способствуют умело подобранные
иллюстрации и «живые» примеры.
Очень важно для читателя понимание того, каков технический уровень
современной теплоэнергетики России, насколько велико его отставание
от зарубежного, особенно в области газовых турбин и угольных энерго-
блоков на суперсверхкритические параметры пара. С учетом специфики
топливного баланса России на основании глубокого анализа состояния
отечественной теплоэнергетики авторы учебника формулируют основные
направления ее развития: строительство крупных парогазовых электро-
станций, использующих в качестве топлива природный газ, мощных атом-
ных энергоблоков на базе существенно более безопасных реакторов
нового поколения и угольных ТЭС на суперсверхкритические параметры
пара.
Чрезвычайно полезными и для студентов, и для работников генериру-
ющих компаний окажутся описания конструкций многих газовых турбин,
парогазовых установок, котлов зарубежных производителей, а также
их технические характеристики. Эти материалы, представленные в исто-
рическом аспекте, позволяют читателю понять идеологию развития
и достигнутый уровень энергетического оборудования.
Во втором томе изложены основы электротехники, современное состо-
яние электротехнического оборудования, проблемы и перспективы созда-
ния его нового поколения. Особое внимание, как и в первом томе, авторы
уделили физической стороне явлений и количественным характеристикам
оборудования и процессов, поскольку «инженер начинается с цифры»
и менеджеры энергетических компаний должны хорошо представлять
такие характеристики, как коэффициенты полезного действия, мощности
и параметры установок, агрегатов и электростанций, габаритные размеры
оборудования и т.п.
Подробно описаны перспективы технического прогресса по различ-
ным направлениям электроэнергетики. Так, в настоящее время в мире
значительно повысился интерес к промышленному внедрению техноло-
гий управляемых (гибких) линий передач (FACTS) и устройствам элект-
роэнергетических систем на основе современной силовой электроники.
Все это актуально для повышения пропускной способности линий элект-
ропередачи в России, устойчивой и надежной работы энергосистем. Ука-
занная тематика достаточно подробно отражена в материалах второго
тома. Особо выделены вопросы повышения качества электроэнергии
у потребителей и способы его обеспечения.
12
Предисловие научного редактора учебника
В двух томах учебника содержится большой объем фактического спра-
вочного материала по техническим характеристикам действующего
энергетического оборудования: котлов, турбин, парогазовых установок,
электрогенераторов, распределительных устройств, трансформаторов,
выключателей и т.п., приводятся их техническое описание, преимущества
и недостатки, что позволяет использовать эти данные в практической
деятельности широкому кругу инженеров генерирующих компаний при
выборе направлений модернизации энергетических объектов.
Настоящее издание учебника существенно переработано.
Целый ряд глав первого тома учебника написан заново, полностью
изменен порядок изложения материала, который в соответствии с назва-
нием дает ясное представление читателю об уровне отечественной и
западной энергетики. Неизменными остались лишь главы, посвященные
геотермальной и водородной энергетике, вполне отвечающие современ-
ному уровню и подготовленные безвременно ушедшими О.А. Поваровым и
С.П. Малышенко.
Второй том дополнен тремя новыми главами, в которых рассматрива-
ются вопросы техники высоких напряжений для линий электропередачи
переменного и постоянного тока, использования электротехнических
материалов в электроэнергетике, применения явления сверхпрово-
димости и возможности создания на его основе промышленного обору-
дования.
Другие главы также расширены. Например, в гл.1 по теоретическим
основам электротехники добавлены материалы по переходным процессам
в электрических цепях, а в гл. 9 о высоковольтных аппаратах появился
новый параграф, посвященный широко применяемым комплектным рас-
пределительным устройствам (КРУ), состоящим из укрепленных стандар-
тных элементов (аппаратов и приборов), собранным и отлаженным
в заводских (промышленных) условиях, что значительно облегчает мон-
таж подстанций и их надежность. Это важно и для современных высоко-
вольтных герметичных КРУ с элегазовой изоляцией, внедрение которых
идет ускоренными темпами.
Следует еще раз подчеркнуть, что практически все главы учебника
также в той или иной степени подверглись переработке в соответствии с
прогрессом в новых энергетических технологиях, с изменениями энерге-
тической ситуации в России и мире.
Авторы книги — профессора МЭИ — замечательные ученые и педа-
гоги, подготовившие тысячи специалистов для отечественной энергетики,
активные участники развития этой отрасли в нашей стране. Среди них
А.Д. Трухний — технический эксперт бывшего РАО «ЕЭС России»
и концерна «Росэнергоатом», ПАО «Интер РАО ЕЭС», член практически
всех энергетических научно-технических советов России, один из виднейших
теплоэнергетиков страны; М.А. Изюмов — крупный специалист, разрабаты-
вающий энергетические котлы на предприятии «Зиомар»; О.А. Поваров —
создатель первой в России мощной геотермальной электростанции, веду-
13
Предисловие научного редактора учебника
щий специалист России в области водородных технологий для энер-
гетики; чл.-корр. РАН П.А. Бутырин — один из авторитетнейших россий-
ских электротехников; В.А. Строев — главный редактор журнала
«Электричество», представитель России в МЭК; Ю.Г. Шакарян — науч-
ный руководитель Всероссийского научно-исследовательского института
электроэнергетики (ВНИИЭ), один из руководителей программы внед-
рения технологий FACTS в энергетике; С.П. Малышенко — член совета
директоров Международной ассоциации водородной энергетики и другие
не менее известные специалисты-энергетики.
Авторами двухтомника написаны десятки учебников и монографий.
Огромный объем знаний, педагогический опыт, многолетняя активная
практическая деятельность в энергетике позволили авторам создать уни-
кальный учебник, подобных которому не существует ни в России, ни за
рубежом.
Уверен, что предлагаемый читателю учебник окажет неоценимую
помощь в изучении важнейшей из российских отраслей промышленности —
энергетики.
Чл.-корр. РАН, проф. Е.В. Аметистов
14
ПРЕДИСЛОВИЕ РЕДАКТОРА ПЕРВОГО ТОМА
«СОВРЕМЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА»
Настоящий учебник адресован в первую очередь студентам вузов,
обучающимся по направлениям «Энергомашиностроение», «Теплоэнерге-
тика», «Электроэнергетика» и собирающимся стать профессионалами
в области производственного менеджмента в тепло- и электроэнергетике.
Полноценное изучение этой сложной области знаний невозможно без
освоения основ теплоэнергетики, понимания ее современного состояния
и перспектив развития.
Другими адресатами учебника являются сами менеджеры крупных
энергетических компаний и руководители многих их служб, которые
часто не имеют базового энергетического образования. Кроме того, даже
если таковое имеется, оно, как правило, является «однобоким»: такой
руководитель может, например, хорошо ориентироваться в теплоэнерге-
тике, но иметь смутное представление о работе энергосистемы, электри-
ческой части электростанции и наоборот. Настоящий учебник позволит
ему сгладить эту однобокость.
Наконец, учебник адресуется студентам вузов базовых технических спе-
циальностей. Связано это с исторически сложившимися особенностями
обучения в технических вызах России, обусловленными в основном
отраслевыми заказами на специалистов и научными интересами препода-
вательского контингента профильных кафедр. В этих вузах студенты, как
правило, получают глубокое, но, к сожалению, одностороннее «энергети-
ческое» образование (например, он может хорошо знать конструкцию и
методы расчета ГТУ, но не иметь ни малейшего представления об энерге-
тических котлах и паровых турбинах). Учебник может помочь выпускни-
кам базовых вузов получить цельное представление об энергетике России
и развитых западных стран.
Теплоэнергетика базируется на обширных и многообразных знаниях
фундаментальных законов механики, термодинамики, теплообмена,
материаловедения и пр., на знаниях сложнейших процессов, протекаю-
щих в современных энергетических машинах и установках, усвоить кото-
рые в полном объеме не может, наверное, ни один человек в отдельности.
Тем не менее специалист в области производственного менеджмента
должен достаточно хорошо представлять структуру энергетики и ее влия-
ние на окружающий мир, знать принципиальное устройство тепловых
электростанций всех типов, иметь понятие о конструкциях паровых
15
Предисловие редактора тома 1 «Современная теплоэнергетика»
и газовых турбин и парогазовых установок, основных характеристиках
генерирующего оборудования электростанций, иметь четкое представле-
ние об их функционировании, достигнутом уровне совершенства, нерешен-
ных проблемах и перспективах развития. В связи с этим перед авторами
стояла непростая задача: доступным языком, на хорошем инженерном
уровне описать явления и закономерности, на которых базируется совре-
менная теплоэнергетика, объяснить их студентам, никогда, возможно,
не изучавшим таких дисциплин, как, например, термодинамика и гидро-
газодинамика, теплообмен и котельные установки.Изложение материала
учебника ведется от простого к сложному, математический аппарат
используется редко. Вместе с тем авторы стремились избежать чрезмер-
ного упрощения сложных явлений, характерных для работы теплоэнерге-
тического оборудования.
Неотъемлемой частью образования менеджера в области теплоэнерге-
тики является знание наизусть основных количественных характеристик
оборудования ТЭС и АЭС, например, достигнутых и перспективных пока-
зателей экономичности и надежности, сроков технического обслужива-
ния. Для усвоения этих показателей в учебнике проводятся многочислен-
ные числовые примеры, таблицы и рисунки.
Глава 1 является вводной. Она посвящена единицам физических вели-
чин в той форме, в которой они используются в теплоэнергетике и на
действующих ТЭС. Это призвано облегчить будущим специалистам
общение с работниками электростанций и изготовителями энергетиче-
ского оборудования В этой же главе приводятся некоторые сведения
по свойствам воды, водяного пара и топлива, без знания которых невоз-
можно понять принципы работы основного оборудования.
Главы 2— 4 посвящены типам, устройству и технологическим циклам
работы ТЭС и ТЭЦ. Многие важные вопросы, например, такие как подго-
товка рабочего тела, режимы работы оборудования (пуск, функциониро-
вание и остановка), системы регулирования и управления и ряд других
остались вне рамок учебника, однако основы устройства тепловых элект-
ростанций изложены достаточно подробно. Вместе с тем и в этих главах,
и в последующих многократно подчеркивается важность перечисленных
выше аспектов.
В гл. 5 и 6 рассмотрены особенности газообразного, жидкого и твер-
дого топлива, проблемы его сжигания, состав и функционирование
котельных установок, основные конструкции газомазутных и пылеуголь-
ных котлов как главных элементов котельной установки. Особое внима-
ние уделено котлам с циркулирующим кипящим слоем, сопоставлению
технического уровня отечественных и зарубежных котлов.
Глава 7 посвящена атомной энергетике, устройству и принципам ядер-
ных реакторов различного типа, технологическим процессам производ-
ства электроэнергии на двухконтурных и одноконтурных АЭС, месту
АЭС в структуре генерирующих мощностей, перспективам развития
16
Предисловие редактора тома 1 «Современная теплоэнергетика»
атомной энергетики. Эта глава существенно переработана в соответствии
с кардинально изменившейся структурой и ролью АЭС в мире и в России
в последние годы. Особое внимание уделено последствиям крупных тех-
ногенных аварий на АЭС, новым современным реакторам и глубоко эше-
лонированной защите персонала АЭС и населения при авариях с рас-
плавлением активной зоны, планам вывода из эксплуатации АЭС,
отслуживших свой срок, и планов ввода новых АЭС с реакторами нового
поколения (EPR-1500 за рубежом и ВВЭР-ТОИ в нашей стране).
В гл. 8 и 9 рассмотрены конструкции узлов и деталей двух основных
тепловых двигателей: паровой турбины и газотурбинного двигателя (ГТД).
Подробно освещены устройства ступеней и проточной части этих машин,
воздушного компрессора, камер сгорания, грелок, газовых турбин, рото-
ров и корпусов ГТД. Это наиболее сложная часть курса, поскольку уст-
ройство таких машин и установок (наверное, самых сложных в технике)
невозможно осветить достаточно полно в ограниченном объеме книги,
тем более — не прибегая к математическому аппарату базовых дисцип-
лин: основам газодинамики, теории автоматического регулирования, тео-
рии надежности и т.п.
Глава 10 посвящена рассмотрению современных ГТУ, используемых
на ТЭС, технического уровня ГТУ зарубежных фирм и причин отсутствия
в России ГТУ отечественной конструкции, конструкций типичных импор-
тных ГТУ, на базе которых построены многочисленные парогазовые уста-
новки (ПГУ) в России, конструкции и характеристик самой мощной
сегодня ГТУ SGT5-4000H Siemens, особенностей функционирования сов-
ременных ГТУ, работающих к составе ПГУ, преимуществ и недостатков
ГТУ и перспектив их развития. Эта глава является новой.
В гл. 11 освещаются тепловые схемы котельных установок ПГУ, кон-
струкции горизонтальных и вертикальных котлов-утилизаторов и их теп-
лообменных поверхностей, их сочленение с ГТУ и паровой турбиной.
Приводятся примеры конкретных конструкций двухконтурных и трехкон-
турных котлов-утилизаторов. Эта глава также новая.
В гл. 12 рассматриваются особенности паровых турбин и паротур-
бинных установок, работающих в составе парогазовых энергоблоков,
подробно описывается конструкция теплофикационной паровой турбины
Т-170-7,8 ЛМЗ, широко используемая при строительстве теплофикационной
ПГУ-450Т, приводятся особенности организации подвода пара низкого
давления в турбину, теплофикационных отборов, устройство конденса-
тора и конденсационной установки, особенности функционирования теп-
лофикационной установки ПГУ-450Т в нормальных и аварийных режи-
мах. Эта глава в значительной степени переработана.
Глава 13, посвященная парогазовым установкам тепловых электростан-
ций, является одной из основных в учебнике. Ее содержание органично
вытекает из материала предшествующих глав, в которых рассмотрены
отдельные элементы ПГУ. В этой главе ГТУ рассматривается как отдель-
17
Предисловие редактора первого тома «Современная теплоэнергетика»
ный комплекс с характеристиками, которые важны в первую очередь
их пользователям. После изучения наиболее простой и наиболее экономич-
ной утилизационной паротурбинной установки (ПТУ) в сравнении с ней
излагаются схемы ПГУ других типов, нашедшие применение главным
образом в виде надстроек к работающим традиционным паросиловым
конденсационным электрическим станциям (КЭС) и ТЭЦ в целях повы-
шения их мощности и экономичности. Далее учащийся знакомится с двух-
контурными и трехконтурными ПГУ с промежуточным перегревом пара,
их компоновками в машинном зале, особенностями технологического
процесса ПГУ-ТЭЦ. Здесь же он получает представление о вспомогатель-
ных системах ГТУ и ПГУ (системах подготовки к сжиганию газообраз-
ного и жидкого топлива, системах фильтрации и нагрева циклового воз-
духа на входе в компрессор). Завершается гл. 13 обзором характеристик
ПГУ зарубежного производства, дающих ясное представление о ее луч-
ших образцах.
Главы 14—17 по своим названиям и построению содержания повто-
ряют соответствующие главы пятого издания учебника. В них внесены
«свежие» цифровые показатели, исходя из тех данных, которые могли
извлечь авторы из открытых источников. Авторы старались подчеркнуть
главное достижение последних лет в теплоэнергетике России: массовый
ввод высокоэкономичных парогазовых энергоблоков (в соответствии
с реформой энергетики России, задуманной А.Б. Чубайсом еще в сере-
дине прошлого десятилетия и осуществленной его последователями).
Вместе с тем рассмотрены и важнейшие застарелые и новые возникшие
проблемы, например, такие как старение оборудования, обусловливающее
не только общую низкую экономичность использования топлива в энерге-
тическом комплексе России, но и серьезную опасность массового выхода
из строя генерирующего оборудования, все более углубляющаяся проб-
лема покрытия переменной части графиков нагрузки объединенных энер-
госистем в европейской части России из-за массового ввода АЭС, про-
блема вывода из эксплуатации ненужного устаревшего оборудования ТЭЦ
и некоторые другие проблемы.
Глава 18 посвящена геотермальной энергетике. В ней приводится опи-
сание источников высокотемпературного тепла Земли, особенностей гео-
термального теплоносителя, технологического процесса получения
электроэнергии на ГеоЭС, ее оборудования, дается подробное описание
недавно построенной Мутновской ГеоЭС.
В гл. 19 рассмотрены водородные технологии производства электро-
энергии, свойства водорода как топлива на ТЭС, технологические особен-
ности производства электроэнергии на водородной ТЭС с использова-
нием водородно-кислородных парогенераторов, перспективы водородных
ТЭС как экологически чистых производителей электроэнергии.
Главы 1— 4, 7—15 и 17 написаны проф. А.Д. Трухнием, гл. 5 и 6 —
проф. М.А. Изюмовым, гл. 18 — проф. О.А. Поваровым (при участии кан-
18
Предисловие редактора тома 1 «Современная теплоэнергетика»
дидатов технических наук К.О. Поварова и А.И. Никольского), гл. 19 —
проф. С.П. Малышенко, гл. 16 — А.Д. Трухнием и М.А. Изюмовым сов-
местно.
Кроме содержания, помещенного в начале каждой главы, книга снаб-
жена словарем основных терминов, позволяющим получить краткие пояс-
нения тех или иных терминов и быстро найти ссылки на соответствую-
щие страницы учебника; термины в указателе и тексте выделены
курсивом.
Научное редактирование первого тома учебника выполнено А.Д. Трух-
нием.
Авторы с признательностью примут все замечания, касающиеся мето-
дики изложения, содержания, а также возможных фактических неточностей.
Доктор техн. наук, проф. А .Д . Трухний
19
ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
АЭС — атомная электрическая станция
БРОУ — быстродействующая редукционно-охладительная установка
ВД — высокое давление
ВНА — входной направляющий аппарат
ВПГ — высоконапорный парогенератор
ГПК — газовый подогреватель конденсата
ГРЭС — государственная районная электрическая станция
ГТУ — газотурбинная установка
ГТЭС — газотурбинная электрическая станция
КУ — котел-утилизатор
КТЗ — Калужский турбинный завод
КЭС — конденсационная электрическая станция
ЛМЗ — Ленинградский металличе ский завод
НД — низкое давление
ПВД — подогреватель высокого давления
ПВК — пиковый водогрейный котел
ПГУ — парогазовая установка
ПГЭС — парогазовая электрическая станция
ПНД — подогреватель низкого давления
ПСВ — подогреватель сетевой вертикальный
ПСГ — подогреватель сетевой горизонтальный
ПТН — питательный турбонасос
ПТУ — паротурбинная установка
ПЭН — питательный электронасос
РОУ — редукционно-охладительная установка
СД — среднее давление
СКД — сверхкритическое давление
СН — сетевой насос
СП — сетевой подогреватель
ССКП — суперсверхкритические параметры
ТЭС — тепловая электрическая станция
ТЭЦ — теплоэлектроцентраль
УТЗ — Уральский турбинный завод
ЦВД — цилиндр высокого давления
ЦНД — цилиндр низкого давления
ЦСД — цилиндр среднего давления
ЭГ
—
электрический генератор
20
Глава первая
ВВЕДЕНИЕ В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКУ
Содержание
1.1. О физичес их величинах, использ емых в пра ти е производ-
ства и потребления эле тричес ой и тепловой энер ии
1.2. Не оторые свойства водяно о пара и воды
1.3. Не оторые свойства топлива, сжи аемо о на тепловых эле -
тростанциях
1.4. Не оторые свойства материалов для энер етичес о о обор -
дования
1.5. Энер ети а и эле тро енерир ющие станции
Контрольные впросы и задания
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1.1. О физичес их величинах, использ емых в пра ти е
производства и потребления эле тричес ой и тепловой энер ии
Цель настоящего параграфа — напомнить читателю основные и про-
изводные от них физические величины, используемые в теплотехнике.
Около 50 лет назад была введена обязательная для всех Международная
система единиц (СИ), на использование которой давно должен был бы
перейти весь мир. Однако до сих пор из-за привычек, а также недостатка
на рабочих местах электростанций приборов с соответствующей градуи-
ровкой в практике применяются и другие многочисленные единицы
физических величин и их производные, что часто затрудняет общение,
особенно теплоэнергетиков тех стран, в которых используются разные
внесистемные единицы. Если при посещении какой-либо ТЭС в Англии
на вопрос о начальных параметрах энергоблока вам ответят, что они
составляют 3400 psi (3400 фунтов на квадратный дюйм) и 1000 °F
(1000 градусов Фаренгейта), то эти цифры, возможно, вам почти ничего
не скажут. Вместе с тем это 239 атмосфер и 538 °С, т.е. параметры, прак-
тически совпадающие с параметрами наших паротурбинных энергобло-
ков на сверхкритические параметры пара. Конечно, использование раз-
личных систем единиц неудобно, и выход из этого только один:
необходимо иметь под рукой справочник или микрокалькулятор, позво-
ляющие быстро осуществить перевод в привычные для нас единицы.
При изложении этого параграфа преследуется еще одна цель. Тепло-
техника и, в частности, теплоэнергетика — это инженерные науки.
Поэтому они «начинаются с цифры» и, имея то или иное отношение к теп-
лоэнергетике, нельзя не знать некоторого набора величин и их значений.
21
Введение в теплоэнергетику
Нельзя, например, не знать, что КПД типичного паротурбинного энерго-
блока находится на уровне 40 %, газотурбинной установки — 37 %,
а парогазовой — 56 %. Поэтому, напоминая о физических величинах
и единицах их измерения, мы одновременно будем касаться диапазона
значений этих величин для объектов теплоэнергетики и энергомашино-
строения.
Единицей измерения длины в системе СИ является метр. В метрах,
например, измеряются длины турбоагрегатов (например, длина турбины
мощностью 1200 МВт составляет около 48 м), размеры машинного зала
тепловых электростанций, высотные отметки установки оборудования.
Для измерения размеров деталей обычно используют миллиметры.
К примеру, очень редко можно услышать, что длина лопатки последней
ступени турбины равна 1,2 м; обычно говорят — 1200 мм. В миллиметрах
измеряют зазоры между деталями (например, радиальные зазоры между
вращающимся ротором и статором составляют 0,5—1,5 мм), тепловых рас-
ширений турбины на фундаменте (они могут достигать 10 мм) и др.
Очень малые линейные величины измеряют в микрометрах (микро-
нах): 1 мкм = 10–6 м. В микрометрах измеряют, например, размах вибра-
ций корпусов подшипников турбины, толщину масляной пленки в опор-
ных подшипниках, на вкладышах которых вращается ротор (обычно это
20—30 мкм).
В теплоэнергетической практике нашей страны для измерения длин
никогда не используются сантиметры, ангстремы, километры, световые
годы и парсеки, не говоря уже о милях, ярдах, саженях и т.д. Сказать, что
длина рабочей лопатки равна 96 см, можно, но это плохой тон.
Для измерения массы и в системе СИ, и на практике чаще всего
используют килограмм и кратные ему величины: грамм и тонну. В кило-
граммах измеряют массы отдельных деталей (например, масса упомяну-
той рабочей лопатки последней ступени длиной 960 мм равна примерно
12 кг), в граммах — например, значения масс балансировочных грузов,
в тоннах — массу крупных объектов (например, полная масса турбины
мощностью 500 МВт составляет 1000 т, а ее наиболее тяжелой части —
100 т). Однако в практике отечественной теплоэнергетики для измерения
массы никогда не используют центнеры, пуды и тем более фунты.
Единицей времени в системе СИ является секунда. Секундами (и даже
сотыми ее долями) пользуются для анализа быстропротекающих процессов
в системах автоматического регулирования турбин, в проточных частях
турбин, насосов, в паропроводах и трубопроводах. Минутами и часами
обычно пользуются для описания менее быстрых процессов, например,
длительности этапов пуска, нагружения, разгружения и остановки тур-
бины, протекающих от нескольких минут до нескольких часов. Например,
пуск паровой турбины после ночного простоя занимает 30—40 мин, а дли-
тельность пуска энергоблока после ремонта может достигать 3—5 ч.
В часах обычно измеряются наработка турбины и ресурсы различных
деталей. Например, назначенный ресурс составных частей оборудования
энергоблоков за редким исключением должен быть не менее 200 тыс. ч,
парковый ресурс большинства турбин составляет 170—220 тыс. ч, нара-
22
ГЛАВА 1
ботка турбины на отказ работоспособности должна быть не менее 5000 ч
для паровых турбин и 3000 ч для газовых турбин.
Днями или сутками измеряются продолжительности ремонтов
(например, продолжительности плановых ремонтов для энергоблока мощ-
ностью 800 МВт: капитального — 72—73 сут, среднего — 37—42 сут,
текущего — 10 сут). Год а м и измеряются межремонтный срок службы
турбины (он должен быть не менее 4 лет), срок службы турбины до спи-
сания (не менее 40 лет).
Очень полезно запомнить, что 1 год = 8760 ч.
Температура в системе СИ измеряется в кельвинах (К) (но не в граду-
сах Кельвина!). Численно 1 °С = 1 К, а температуры в кельвинах Т и гра-
дусах Цельсия t связаны соотношением
Т=t+273,15.
В практике стационарной теплоэнергетики, в отличие, например, от авиа-
двигателестроения, пользуются исключительно стоградусной шкалой
(градусами Цельсия).
Рассмотренные единицы — длины, массы, времени и температуры
(в кельвинах) — входят в состав основных единиц СИ. Все остальные
единицы являются производными от основных.
Площадь и объем обычно измеряются соответственно в квадратных
метрах и кубических метрах. Гектары и литры в практике теплоэнерге-
тики не используются.
Особо необходимо остановиться на единицах измерения количества
природного газа. Проще всего для этой цели было бы использовать еди-
ницы массы (кг или т). Однако исторические и технические причины
привели к тому, что количество природного газа измеряется в единицах
объема (м3). Это очень неудобно, так как в равных объемах при разных
давлениях содержится разная масса природного газа, имеющая различ-
ную тепловую энергию. Поэтому количество природного газа измеряют
втакназываемыхнормальных кубометрах, т.е. приведенных к «нормаль-
ным» условиям (отсутствию влаги, температуре 0 °С и давлению 1 атм —
см. ниже). В большинстве случаев слово «нормальный» перед кубомет-
ром опускают, но при проведении расчетов всегда следует помнить, что
имеются в виду именно они.
Скорость среды (пара, воды) и линейная скорость перемещения деталей
турбины измеряются в метрах в секунду, но никогда — в километрах в час.
Например, скорость течения пара в элементах турбины составляет 50—
500 м/с. Как правило, интенсивность вибрации характеризуется так назы-
ваемой виброскоростью, измеряемой в миллиметрах в секунду непосред-
ственно прибором. Каждый машинист турбины знает, что нормальный уро-
вень вибрации составляет 2,8 мм/с, а при возрастании вибрации до 7,1 мм/с
он должен немедленно остановить турбину.
Частота вращения измеряется числом оборотов в секунду или
минуту. Поскольку частота сети в нашей стране равна 50 Гц, то частота
вращения турбоагрегатов, включенных в электрическую сеть, составляет
50 или 25 об/с (соответственно 3000 и 1500 об/мин).
23
Введение в теплоэнергетику
Сила и вес тел в системе СИ измеряются в ньютонах (Н). Однако
на практике часто пользуются внесистемной единицей — килограмм-
силой (кгс). Легко запомнить, что 1 кгс = 9,8 Н ≈ 10 Н.
Давление и механическое напряжение (возникающее в теле под воз-
действием приложенных к нему сил) в системе СИ измеряются в паска-
лях (1 Па = 1 Н/м2). Паскаль — это очень малая величина, поэтому
используют кратные величины: килопаскаль (кПа) и мегапаскаль (МПа).
Иногда используют бары:
1бар=105Па=100кПа,
что примерно соответствует атмосферному давлению.
Полезно запомнить, что атмосферное давление равно примерно
100 кПа, а давление за конденсационной паровой турбиной составляет
всего 3—8 кПа. Давление пара перед современными паровыми турби-
нами 12—30 МПа, перед стационарными газовыми турбинами 1—
3 МПа. Рассмотренные единицы измерения давления в условиях экс-
плуатации оборудования электростанций не прижились, главным обра-
зом, по причине отсутствия на ТЭС приборов с градуировкой в паска-
лях. Эксплуатационный персонал ТЭС обычно пользуется техническими
атмосферами (ат):
1ат=1кгс/см2=9,8æ104Па=98кПа=0,098МПа.
Кроме технических атмосфер, применяемых в технике, используют
физические атмосферы (атм):
1 атм ≈1,033 ат ≈ 1,013æ105 Па.
В ряде случаев давление в сосудах измеряют с помощью ртутных
приборов — высотой ртутного столба (мм рт. ст.). Например, упомяну-
тое выше нормальное давление 1 атм = 760 мм рт. ст. и соответственно
1ммрт.ст. = 133,3Па.
Многочисленное оборудование тепловых электростанций работает
при давлении p меньшем, чем атмосферное давление B. Их разность
H=B –p
называется разрежением, и оно измеряется непосредственно прибором.
Отношение, %,
V = (H /B)æ100
называется вакуумом, и этот термин чаще всего используется на ТЭС,
когда речь идет о разрежении. Если вакуум в конденсаторе составляет
95 %, а атмосферное давление 100 кПа, то значит, разрежение в конден-
саторе равняется 95 кПа, а давление — 5 кПа.
Электрическая и тепловая энергия в системе СИ измеряется в джоулях
(Дж), а мощность — в ваттах (Вт): 1 Вт = 1 Дж/с.
Электрическую мощность турбоагрегатов и электростанций обычно
представляют в мегаваттах (1 МВт = 106 Вт) или миллионах киловатт
(1 МВт = 103 кВт). Реже, когда речь идет о мощности энергосистем,
используют гигаватты (1 ГВт = 10 3 МВт).
24
ГЛАВА 1
Электрическую энергию в практике теплоэнергетики обычно изме-
ряют в киловатт-часах (кВт⋅ч). Очевидно,
1 кВт⋅ч = 3600 кДж.
Мощность на электростанциях никогда не измеряют в лошадиных силах.
Количество тепловой энергии измеряется либо в джоулях, либо в кало-
риях (кал): 1 кал = 4,1868 Дж. Чаще используются величины, кратные
калории, — килокалория (ккал), мегакалория (Мкал) и, особенно, гига-
калория (Гкал):
1Гкал=103Мкал=106ккал=109кал.
Тепловая мощность (теплопроизводительность) обычно измеряется
в гигакалориях в час, но иногда и в менее привычных единицах — мега-
ваттах. Полезно запомнить, что 1 Гкал/ч = 1,16 МВт. Например, тепло-
производительность мощной ТЭЦ с пятью энергоблоками мощностью
250 МВт составляет 1650 Гкал/ч = 1914 МВт.
Плотность и обратная ей величина — удельный объем измеряются
соответственно в килограммах на кубический метр (кг/м3) и кубических
метрах на килограмм (м3/кг).
В заключение приведем несколько полезных таблиц, содержащих
соотношения между различными единицами, часто используемыми
в практике (табл. 1.1—1.3).
Таблица 1.1
Соотношения между единицами давления
Единицы
Па
бар
ат
мм рт. ст.
атм
1Па
1
10 –5
1,02æ10 –5
7,5æ10 –3
0,987æ105
1 бар
105
1
1,02
750
0,987
1ат
9,81æ104
0,981
1
736
0,968
1ммрт.ст.
133,3
1,33æ10 –2
1,36æ10 –3
11
,
3
2
æ10 –3
1 атм
1,013
1,013æ105
1,033
760
1
Таблица 1.2
Соотношения между единицами энергии
Единицы
Дж
кал
кВт⋅ч
1Дж
1
0,239
0,278æ10 –6
1 кал
4,1868
1
1,163æ10 –6
1 кВт⋅ч
3,6æ106
0,86æ106
1
Таблица 1.3
Соотношения между единицами мощности
Единицы
кВт
ккал/ч
1 кВт
1
860
1 ккал/ч
1,163æ10 –3
1
25
Введение в теплоэнергетику
1.2. Не оторые свойства водяно о пара и воды
Для того чтобы понять, как работают конденсатор, регенеративные
и сетевые подогреватели, ядерные реакторы и многие другие элементы
ТЭС, ТЭЦ и АЭС, необходимо знать некоторые свойства воды и водяного
пара, который является рабочим телом паротурбинных установок.
Их свойства в значительной степени определяют конструкцию паровой
турбины и других элементов ПТУ.
Вода — это практически несжимаемая жидкость: при изменении дав-
ления в широких пределах ее плотность меняется очень мало.
Если воду нагреть в открытом сосуде (рис. 1.1), то при определенной
температуре начинаются ее кипение и появление над ее поверхностью
пара. Температуры кипящей воды и образующегося при кипении пара оди-
наковы и неизменны в процессе всего выкипания жидкости. Если описан-
ный выше опыт поставить при атмосферном давлении (760 мм рт. ст.),
то кипение и испарение будут происходить при 100 °С.
Эту температуру называют температурой кипения, или температу-
рой насыщения и обозначают tн
.
Последнее название связано с тем, что
при спокойном кипении над поверхностью воды образуется сухой насы-
щенный пар — пар, в котором отсутствуют капельки воды. Если темпера-
туру сухого насыщенного пара снизить (а это можно сделать только
путем одновременного снижения давления), то часть пара сконденсиру-
ется и в нем появятся капельки воды. Такой пар называется влажным.
Если, наоборот, сухой насыщенный пар нагреть, то он окажется перегре-
тым по отношению к состоянию насыщения.
Если снизить давление в сосуде, то кипение и испарение будут происхо-
дить при меньшей температуре. Это используется в так называемых ваку-
умных деаэраторах, установленных в системах подпитки теплосети: доста-
точно в сосуде (деаэраторе) создать давление в 0,5 кгс/см2 ≈ 50 кПа, и она
закипит всего при температуре 81 °С.
Наоборот, если повысить давление
в сосуде, то она закипит и начнет испа-
ряться при более высокой температуре.
Это свойство широко используют
в больницах для стерилизации мединст-
рументов при повышенной температуре
в автоклавах, для быстрого приготовле-
ния пищи и т.д. Оно очень широко
используется в различном оборудовании
ТЭС. Например, в стандартном деаэра-
торе поддерживается давление 6 кгс/см2
≈ 0,6 МПа, и вода в нем закипает при
нагреве до 159 °С.
В барабане барабанных котлов под-
держивается давление 140 кгс/см 2 =
Рис. 1.1. Образование сухого насыщен-
ного пара
Оба термометра
показывают 100 °С
B
=
7
6
0
м
м
р
т
.
с
т
.
26
ГЛАВА 1
= 13,7 МПа, и поэтому в нем генерируется насыщенный пар с темпера-
турой примерно 335 °С. В парогенераторах двухконтурных АЭС нагрев
и испарение воды происходят при давлении 6 МПа, и поэтому темпера-
тура образующегося насыщенного пара составляет 275,6 °С.
Важно четко усвоить, что температура насыщения однозначно опреде-
ляется давлением над поверхностью воды. Эта однозначная связь пред-
ставлена на рис. 1.2.
Тепловая энергия, расходуемая на поддержание кипения в сосуде,
затрачивается на разрыв связей между молекулами воды, т.е. на ее испа-
рение. Молекулы испарившейся жидкости обладают большей энергией
на значение удельной теплоты парообразования r, представляющей
собой количество тепловой энергии, необходимой для испарения 1 кг
кипящей жидкости. Измеряется величина r в кДж/кг или ккал/кг.
Плотность сухого насыщенного пара, естественно, меньше, чем плот-
но сть воды, и так же, как температура насыщения, она однозначно опреде-
ляется давлением. Чем выше давление, тем больше плотность пара. При дав-
лении ркр
= 22,115 МПа плотности воды и сухого насыщенного пара
совпадают, температура насыщения tн
=t
кр
= 374,12 °С, а теплота паро-
образования r = 0. Столь своеобразное состояние, характеризуемое отме-
ченными параметрами, называется критическим, а они сами — критиче-
скими. В критическом состоянии плотности воды и пара совпадают и они,
по существу, неразличимы.
Рассмотренный опыт по испарению и образованию сухого насыщен-
ного пара можно провести в обратном порядке.
100
200
pн
, МПа
10
5
1 МПа
50 кПа
30
10
0
4
3
2
1
0,51 МПа
0,3
0,1
15
300
tн
,°C
Рис. 1.2. Связь между температурой и давлением кипения (конденсации, испарения)
с указанием областей работы:
1 — конденсаторы паровых турбин; 2 — сетевые подогреватели; 3 — парогенераторы АЭС;
4 — барабаны современных котлов
27
Введение в теплоэнергетику
Представим себе, что в сосуд, показанный на рис. 1.3, а, некоторое
время подается насыщенный пар при открытом в атмосферу клапане 1,
после чего клапаны 1 и 2 закрываются и сосуд оказывается под некото-
рым давлением пара. Если теперь этот сосуд начать охлаждать, поместив
его в среду с достаточно низкой температурой, то пар будет конденсиро-
ваться, отдавая тепловую энергию через стенку сосуда окружающей
среде. При этом давление пара над зеркалом воды в сосуде будет умень-
шаться и всегда совпадать с давлением насыщения, соответствующим
температуре образующейся жидкости. Это соответствие определяется
связью между давлением и температурой насыщения, представленной
на рис. 1.2. Если, например, изначально через сосуд протекал сухой насы-
щенный пар с температурой 100 °С (и соответственно с давлением
1кгс/см2 ≈ 100 кПа), а затем сосуд вместе с содержащимся в нем паром
охладили до 81 °С, то часть пара сконденсируется и в сосуде установится
давление 0,5 кгс/см2 ≈ ≈ 50 кПа, т.е . вакуум.
Пар превращается в воду потому, что от него отбирается теплота кон-
денсации, равная теплоте парообразования r. В результате конденсации
пара на дне сосуда образуется конденсат, а над зеркалом конденсата —
насыщенный водяной пар. Чем сильнее будет охлажден пар в сосуде, тем
больше образуется конденсата на его дне и тем более глубокий вакуум
будет получен.
На рис. 1.3, б показана принципиальная схема установки для непре-
рывной конденсации постоянно поступающего пара. Если в сосуде уста-
новить змеевик, по которому пропускать относительно холодную воду, то
пар будет встречать на своем пути холодную поверхность змеевика и кон-
денсироваться на ней. Если для удаления образующегося конденсата име-
ется какое-либо устройство, например насос, то будет происходить
непрерывная конденсация поступающего пара, а внутри сосуда будет
1
а)
б)
Теплота
Конденсат
Насос
2
Чистый
пар
Чистый
пар
Холодная
вода
Нагретая
вода
Рис. 1.3. Принцип работы теплообменников тепловых электростанций, использующих
теплоту конденсации пара
28
ГЛАВА 1
поддерживаться давление, соответствующее температуре образующегося
конденсата, примерно равной температуре охлаждающей воды. На опи-
санном принципе основана работа конденсатора, сетевых и регенератив-
ных подогревателей, парогенераторов АЭС и многих других устройств,
области работы которых показаны на рис. 1.2.
В турбинах ТЭС и ТЭЦ, построенных на докритические параметры,
используется перегретый пар, температура которого больше температуры
насыщения (при этом же давлении) на значение ∆tп
.
Поступивший в турбину пар расширяется в ней и в определенной
точке турбины проходит через состояние насыщения, а затем становится
влажным — смесью сухого насыщенного пара и капель воды. Содержа-
ние влаги на выходе из турбины (точнее — за ее последними вращающи-
мися лопатками) для ее надежной работы не должно превышать 10 —
13 %. Влажный пар из турбины направляется в конденсатор, где превра-
щается в воду, имеющую температуру насыщения.
1.3. Не оторые свойства топлива, сжи аемо о
на тепловых эле тростанциях
На ТЭС сжигают три вида топлива (более подробно см. гл. 5): газооб-
разное, жидкое и твердое (рис. 1.4).
Газообразное топливо существует в нескольких видах: природный газ;
попутный газ, извлекаемый из недр земли при добыче нефти; доменный
и коксовый газы, образующиеся при металлургическом производстве;
синтез-газ, получаемый при газификации твердого топлива. На ТЭС Рос-
сии преимущественно используется природный газ (свыше 60 % в топ-
ливном балансе России и 70—80 % в ее европейской части). Природный
газ в основном со стоит из метана СН4, который при правильной органи-
зации процесса горения сжигается полностью, превращаясь в воду и
диоксид углерода.
Главное преимущество природного газа состоит в его относительной
экологической безопасности: при его сжигании не возникает вредных
выбросов, если не считать образования ядовитых оксидов азота, с кото-
рыми можно бороться соответствующей организацией процесса горения.
Поэтому его используют для котельных и ТЭЦ крупных городов. Допол-
нительное преимущество — легкость транспортировки по газопроводам
с помощью газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачиваю-
щих станциях. Организация сжигания природного газа на электростанциях
также сравнительно проста: перед подачей в топки котлов ТЭС необхо-
димо снизить его давление до 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) в газораспредели-
тельном пункте ТЭС или, наоборот, если давление в газовой магистрали
недостаточно, повысить его давление до 2,5—6,0 МПа (25—60 ат) с помо-
щью газовых («дожимных») компрессоров, если газ подается в камеры сго-
рания ГТУ.
Еще несколько лет назад считалось, что в России возникла «газовая
пауза», когда газ можно использовать на ТЭС в необходимом количестве.
29
Введение в теплоэнергетику
С твердого топлива на природный газ
было переведено много ТЭС, осо-
бенно в европейской части России.
Основанием к этому было то, что Рос-
сия обладает 35 % мировых запасов
газа. Однако «газовая пауза» закончи-
лась, не начавшись, и сегодня идет речь
об обратном переводе ТЭС с природ-
ного газа на твердое топливо и о заме-
щении выработки электроэнергии
на газомазутных ТЭС выработкой
на АЭС.
Из многочисленных видов жидкого
топлива на ТЭС используют мазут и
дизельное топливо. Мазут — это в
основном смесь тяжелых углеводоро-
дов, остаточный продукт перегонки
нефти, остающийся после отделения
бензина, керосина и других легких
фракций. Мазут сжигают в топках энер-
гетических котлов газомазутных энерго-
блоков в периоды недостатка газа
(например, при сильных длительных
холодах и временной нехватке природ-
ного газа, заготовленного в подземных
хранилищах). Часто его используют для
«подсветки» — добавки к сжигаемому
твердому топливу при некоторых
режимах работы для обеспечения
устойчивого горения. Сжигать мазут
постоянно сегодня нерентабельно из-за
высокой его стоимости по сравнению
и с газом, и с твердым топливом.
Мазут — достаточно вязкое топливо,
и поэтому перед подачей к форсункам
котла его разогревают до 100—120 °С
и распыляют в топке с помощью паро-
вых форсунок. Мазуты делятся на малосернистые (до 0,5 % серы)
и высокосернистые (2—3,5 % серы). При сжигании образующиеся
оксиды серы попадают в атмосферу.
Твердое топливо (рис. 1.4) отличается большим разнообразием,
вызванным различной геологической историей его месторождений. Если
выполнить анализ определенной навески твердого топлива (так называе-
мой рабочей массы), то прежде всего можно обнаружить, что она содер-
жит определенное количество влаги (воды) и золы (минеральных негорю-
Энергетическое топливо
Газообразное
Природный газ
Жидкое
Мазут
Дизельное
Твердое
Антрацит
Каменный уголь
Бурый уголь
Торф
Сланцы
Газотурбинное
Рис. 1.4. Виды энергетического топлива
30
ГЛАВА 1
чих веществ). И влага, и зола серьезно ухудшают потребительские
и технические качества твердого топлива. Прежде всего, это балласт,
который необходимо перевозить, перерабатывать вместе с горючими эле-
ментами топлива, а затем выбрасывать в горячем состоянии либо в дымо-
вую трубу (водяные пары), либо в золовые отвалы. Если из рабочей
массы вычесть массы воды и золы (рис. 1.5, а), то останется так называе-
мая горючая масса топлива. Основным «горючим» элементом в твердом
топливе является углерод.
Т
е
п
л
о
т
а
с
г
о
р
а
н
и
я
,
к
к
а
л
/
к
г
б)
a)
8000
10 000
4000
2000
0
6000
23456
1
6
5
4
3
2
1
0
—
влажность;
—
зольность;
—
горючая масса
20
40
60
80
С
о
с
т
а
в
л
я
ю
щ
и
е
т
в
е
р
д
о
г
о
т
о
п
л
и
в
а
,
%
100
Рис. 1.5. Сравнительные характеристики мазута и различных видов твердого топлива:
1 — мазут; 2 — торф; 3 — сланец; 4 — бурый уголь; 5 — каменный уголь; 6 — антрацит
31
Введение в теплоэнергетику
Содержание горючей массы в рабочей определяет теплоту сгорания
Qсг
—
то количество тепловой энергии, которая выделяется при полном
сгорании единицы рабочей массы (1 кг) жидкого или твердого топлива.
Из рис. 1.5, б видно, что наибольшей «калорийностью» обладают мазут и
антрацит, наименьшей — торф.
Для того чтобы сравнивать качество работы различных ТЭС, вводят
понятие условного топлива (сокращенно — у.т.)
—
топлива с теплотой
сгорания 7000 ккал/кг. Если, например, на ТЭС сжигается 1000 т бурого
угля с Qсг
= 3500 ккал/кг, то, значит, при этом используется 500 т у.т.
Теплоту сгорания природного газа относят к 1 нм3. Например, для
типичного природного газа Qсг
= 8400 ккал/нм3.
1.4. Не оторые свойства материалов для энер етичес о о
обор дования
Создание надежно работающего энергетического оборудования и эксплуа-
тация невозможны без обеспечения механической прочности его деталей,
которая определяется двумя основными факторами: действующими и пре-
дельными нагрузками (прочностью), которые может выдержать материал
деталей без разрушения. Чем меньше действующие нагрузки по отношению
к предельным, тем прочнее деталь. Для понимания факторов, определяющих
механическую прочность деталей, необходимо иметь некоторые элементар-
ные представления о сопротивлении материалов и деталей механическим
воздействиям.
Степень напряженности материала под дей-
ствием приложенных к нему сил характеризу-
ется механическим напряжением. При прило-
жении к некоторому телу внешних сил внутри
него возникают напряжения — внутренние
силы, препятствующие разрушению тела. Если,
например, к образцу (рис. 1.6) приложить
внешнюю продольную силу Р, то в каждом его
сечении появятся внутренние продольные
силы, распределенные по сечению. Напряже-
ние — это внутренняя сила, действующая
на единицу площади сечения. Если площадь
сечения рассмотренного образца F = 1 см2,
а растягивающая сила Р = 1 Н, то напряжения
в сечении σ = Р/F = 1 Н/см2. Таким образом,
единицы измерения напряжения и давления
совпадают, и поэтому напряжение чаще всего
измеряют в МПа или кгс/см2.
В рассмотренном примере напряжения
во всех точках сечения образца одинаковы.
Однако в общем случае они изменяются
от точки к точке.
Внешняя
силаP=1H
Внешняя
силаP=1H
Напряжение
s=1H/см2
1 см2
Рис. 1.6. Напряжения в растяги-
ваемом стержне
32
ГЛАВА 1
Для оценки механической прочности детали в ней определяют напря-
жения, находят опасную точку, в которой они максимальны, а затем срав-
нивают их с характеристикой прочности материала детали.
При работе материала при постоянных напряжениях и невысоких темпе-
ратурах его разрушение наступает при достижении напряжением σ предела
прочности материала σв
. Если к образцу, показанному на рис. 1.6, приложить
усилие Р, создающее в его сечении напряжение σв
, то он разрушится, полу-
чив при этом остаточное (необратимое) удлинение: cумма длин частей раз-
рушенного образца будет больше, чем его первоначальная длина. Отноше-
ние приращения длины образца к первоначальной длине называется
относительным удлинением δ . Оно характеризует пластичность материала.
Чем больше δ , тем меньшую склонность к внезапному хрупкому (без оста-
точного удлинения) разрушению обнаруживает материал.
Для оценки надежности детали, работающей при постоянных во вре-
мени напряжениях, обычно используется не предел прочности, соответст-
вующий разрушению, а меньшая величина — предел текучести σs
. Пре-
дел текучести — это те напряжения, при которых появляются первые
пластические деформации после упругого деформирования. Деталь счи-
тается спроектированной надежно, если в ней не возникает пластических
деформаций, т.е. ее материал работает в зоне упругости. Иногда пласти-
ческие деформации все-таки допускаются, но тогда ограничивают срок
службы детали.
В детали, работающей при высокой температуре, происходит исчерпа-
ние длительной прочности: деталь, которая при некоторых напряжениях,
меньших предела текучести σs
, при низких температурах работает вполне
надежно неограниченное время, при высокой температуре может иметь
лишь ограниченный срок службы, спустя который в наиболее напряжен-
ной точке детали возникнет трещина. Напряжение, при котором материал
может прослужить заданное время при заданной температуре, называется
пределом длительной прочности σ д.п
.
Именно эта характеристика опре-
деляет в первую очередь возможность создания высокотемпературных
паровых и газовых турбин нового поколения. Ясно, что при рабочей тем-
пературе и заданном сроке службы напряжения в детали должны быть
меньше предела длительной прочности с некоторым запасом.
Во многих случаях на детали, в частности на рабочие лопатки, дейст-
вуют переменные во времени нагрузки, вызывающие в них переменные
напряжения. В этом случае при амплитуде напряжений, даже сущест-
венно меньшей предела текучести, в материале может возникнуть явле-
ние усталости. После определенного числа циклов нагружения в детали
возникает трещина усталости.
Не каждая трещина, появившаяся в детали в результате усталости,
исчерпания длительной прочности или просто оставшаяся необнаруженной
в процессе изготовления, представляет непосредственную опасность для
детали. Дефекты малого размера имеются практически в каждой изготов-
33
Введение в теплоэнергетику
ленной детали, и часто она работает с ними многие годы. Хрупкое разруше-
ние наступает лишь при достижении трещиной критического размера lкр
,
определяемого ее формой, размерами, напряжениями σ, действовавшими
до появления трещины, и, наконец, материалом. В первом приближении
lкр
= πKс
2/σ2,
(1.1)
где Kс
—
вязкость разрушения — характеристика материала, определяю-
щая сопротивление хрупкому разрушению.
Появившиеся в материале трещины (вследствие усталости, ползучести
или других причин) развиваются до критического размера. Скорость их
роста определяется тремя факторами: напряжениями в области трещины,
ее длиной и свойствами материала, из которого изготовлена деталь. Чем
выше внешние нагрузки, чем глубже трещина и чем меньше сопротивле-
ние материала развитию трещины, тем больше скорость ее роста.
1.5. Энер ети а и эле тро енерир ющие станции
Под энергетикой понимают совокупность больших естественных и
искусственных подсистем, служащих для преобразования, распределения
и использования энергетических ресурсов всех видов.
Цель энергетики — обеспечение производства энергии путем преобра-
зования первичной (природной) энергии (например, химической энергии,
содержащейся в угле) во вторичную (например, электрическую или тепло-
вую энергию). Производство энергии обычно проходит несколько стадий:
получение и концентрация энергетических ресурсов (например,
добыча, переработка и обогащение ядерного топлива);
передача энергетических ресурсов к преобразующим установкам
(например, доставка угля на ТЭС);
преобразование с помощью электростанций первичной энергии во
вторичную;
передача вторичной энергии потребителям (например, по линиям
электропередачи).
Под электроэнергетикой обычно понимают подсистему энергетики,
охватывающую производство электроэнергии на электростанциях и ее
доставку потребителям по линиям электропередачи. Ключевым элемен-
том электроэнергетики является электростанция — преобразователь
какой-либо первичной энергии в электрическую. Электростанции при-
нято классифицировать по виду используемой первичной энергии и виду
применяемых преобразователей. Такая классификация представлена на
рис. 1.7. Как и всякая классификация, она является условной.
Электроэнергетику принято делить на традиционную и нетради-
ционную.
34
ГЛАВА 1
Традиционная электроэнергетика
основана на использовании энергии
органического топлива (теплоэнерге-
тика), энергии воды (гидроэнерге-
тика) и ядерного горючего (атомная
энергетика). Характерные черты тра-
диционной электроэнергетики —
хорошая освоенность на основе дли-
тельной проверки в условиях эксплуа-
тации (самой «молодой» атомной
энергетике всего 60 лет). Основную
долю электроэнергии в мире и России
получают на базе традиционных элект-
ростанций, единичная мощность
установок которых часто превышает
1000 МВт. Самыми «молодыми»
в традиционной энергетике являются
парогазовые установки, «возраст»
которых чуть больше 30 лет.
Нетрадиционная электроэнерге-
тика в своем большинстве также
основана на традиционных принци-
пах, но первичной энергией в них
служат либо источники местного
значения (ветровые, геотермальные,
солнечные электростанции, малые
гидроэлектростанции, биоэнергети-
ческие установки и др.), либо источ-
ники, находящиеся в стадии освоения
(например, топливные элементы),
либо источники будущего (термо-
ядерная энергетика). Характерными
признаками нетрадиционной энерге-
тики являются их экологическая чис-
тота, существенно большие удельные
затраты на строительство (доста-
точно сказать, что для солнечной
ТЭС мощностью 1000 МВт требу-
ется собирать солнечную энергию
с площади 2 × 2 км) и малая единич-
ная мощность.
Традиционную и нетрадиционную электроэнергетику не следует срав-
нивать и противопоставлять друг другу, как это часто делается в средст-
вах массовой информации. Для каждой из них имеется свое место.
В традиционной энергетике в мировом масштабе в 2000 г. преобладала
теплоэнергетика: на базе нефти вырабатывалось 39 % электроэнергии,
Электроэнергетика
Традиционная
Тепловая
Гидравлическая
Атомная
Нетрадиционная
Паротурбинные
электростанции
Малые гидроэлектростанции
Ветровые электростанции
Солнечные электростанции
Водородная энергетика
Термоядерная энергетика
Биоэнергетические установки
Установки на топливных
элементах
Геотермальные электростанции
Парогазовые
электростанции
Газотурбинные
электростанции
Рис. 1.7. Виды электроэнергетики
35
Введение в теплоэнергетику
угля — 27 %, газа — 24 %, т.е. 90 % электроэнергии. На АЭС вырабаты-
валось 7 %, а на ГЭС — всего 3 %. Однако при этом надо иметь в виду
существенные региональные отличия, вызванные в первую очередь нали-
чием соответствующих ресурсов. Например, энергетика таких стран, как
Польша, ЮАР, практически целиком основана на использовании угля,
а Нидерландов — газа. Очень велика доля теплоэнергетики в Китае,
Австралии, Мексике.
В ряде стран преобладают ГЭС. В Норвегии и Бразилии вся выработка
электроэнергии происходит на ГЭС. Можно привести список из несколь-
ких десятков стран, где доля выработки ГЭС превышает 70 %.
По доле АЭС в выработке электроэнергии первенствует Франция
(около 80 %). Преобладает она в Бельгии, Республике Корея и некоторых
других странах (см. гл. 5).
Далее речь будет идти в основном о традиционной теплоэнергетике,
а точнее — об ее источниках, оборудовании и проблемах, связанных с ее
функционированием.
Контрольные вопросы и задания
1. Абсолютное давление перед турбиной составляет 240 ат. Выразите его в мега-
паскалях и в барах.
2. Вакуум в конденсаторе составляет 95%. Чему равно разрежение, если атмо-
сферное давление составляет 105 кПа?
3. Турбина отпускает теплоту в количестве 330 МВт. Переведите это значение
в Гкал/ч.
4. Что такое температура насыщения? Какой основной параметр ее определяет?
5. Пар находится в состоянии насыщения. Как оно изменится при его охлажде-
нии или нагреве?
6. Назовите виды энергетического топлива. Какое из них обладает наибольшей
калорийностью?
7. Что такое условное топливо?
8. Какая разница между энергетикой и электроэнергетикой?
9. Назовите виды традиционной электроэнергетики.
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы : справочник / под общей ред.
чл.- корр. РАН А.В . Клименко и проф. В .М . Зорина. М.: Издательство МЭИ, 1999.
2. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д . Трухний. М. : Энергоатомиздат,
1990.
3. Веников В.А. Введение в специальность: Электроэнергетика / В.А. Веников,
Е.В . Путятин. М. : Высшая школа, 1988.
4. Энергетика в России и в мире: Проблемы и перспективы. М.: МАИК «Наука/Интерпе-
риодика», 2001.
36
Глава вторая
УСТРОЙСТВО И ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ СОВРЕМЕННОЙ ТЭС,
РАБОТАЮЩЕЙ НА ОРГАНИЧЕСКОМ ТОПЛИВЕ
Содержание
2.1. Типы тепловых эле тростанций
2.2. Общее представление о тепловой эле тростанции
2.3. Техноло ичес ий процесс преобразования химичес ой энер-
ии топлива в эле троэнер ию на ТЭС
2.4. Главный орп с ТЭС
2.5. Зна омство с основным обор дованием ТЭС
2.6. Ближайшие и отдаленные перспе тивы строительства ТЭС
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
2.1. Типы тепловых эле тростанций
Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования
и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем
случае) тепловую энергию.
Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием,
и их можно классифицировать по различным признакам.
1. По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разде-
ляются на районные и промышленные.
Районные электростанции — это самостоятельные электростанции
общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей рай-
она (промышленные предприятия, транспорт, население и др.). Районные
конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электро-
энергию, часто сохраняют за собой историческое название — ГРЭС
(государственные районные электростанции). Районные электростан-
ции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара
или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Как
правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.
Промышленные электростанции — это электростанции, обслуживаю-
щие тепловой и электрической энергией конкретные производственные
предприятия или их комплекс, например завод по производству химиче-
ской продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех
промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность
определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой
и электрической энергии, и, как правило, она существенно меньше, чем
мощность районных ТЭС. Часто промышленные электростанции рабо-
37
Устройство и функционирование современной ТЭС
тают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энер-
госистемы.
Ниже рассматриваются только районные электростанции.
2. По виду используемого топлива тепловые электростанции разделя-
ются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядер-
ном горючем.
За конденсационными электростанциями, работающими на органиче-
ском топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций
(АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС — тепловая
электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употреб-
ляться этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции
(ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепло-
выми электростанциями, работающими на принципе преобразования теп-
ловой энергии в электрическую.
В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное,
жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России, особенно в европей-
ской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в
качестве резервного топлива — мазут, используя последний ввиду его
высокой стоимости только в крайних случаях; такие ТЭС называют газома-
зутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России,
основным топливом является энергетический уголь — низкокалорийный
уголь или отходы добычи высококалорийного каменного угля [антрацито-
вый штыб (АШ)]. Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в
специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС назы-
вают пылеугольными.
3. По типу тепло силовых установок, используемых на ТЭС для преоб-
разования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов
турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые
электростанции.
Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные
установки, которые для преобразования тепловой энергии в механиче-
скую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совер-
шенную энергетическую машину — паровую турбину. ПТУ — основной
элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
Газотурбинные тепловые электростанции оснащаются газотурбин-
ными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем
случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ
достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энер-
гии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ.
В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3
им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт
и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).
Парогазовые тепловые электростанции комп ле ктую т с я парогазовыми
установками, представляющими собой комбинацию ГТУ и ПТУ, что позво-
ляет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться кон-
денсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ).
38
ГЛАВА 2
В настоящее время в России устаноленная мощность ПГУ достигла при-
мерно 20 ГВт.
Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энерге-
тических установок — энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает
пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конден-
сации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС
и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара.
Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается
по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (кол-
лектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме
строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докри-
тические начальные параметры пара.
4. По уровню начального давления различают ТЭС докритического
давления, сверхкритического давления (СКД) и суперсверхкритических
параметров (ССКП).
Критическое давление — это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской тепло-
энергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся
на докритические давления 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат) и на СКД —
23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим
причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной
схеме. К суперсверхкритическим параметрам условно относят давление
более 24 МПа (вплоть до 35 МПа) и температуру более 560 °С (вплоть до
620 °С), использование которых требует новых материалов и новых кон-
струкций оборудования. Часто ТЭС или ТЭЦ на разный уровень парамет-
ров строят в несколько этапов — очередями, параметры которых повыша-
ются с вводом каждой новой очереди.
2.2. Общее представление о тепловой эле тростанции
Рассмотрим типичную конденсационную ТЭС, работающую на органи-
ческом топливе, пока практически не интересуясь процессами, происходя-
щими в ее оборудовании.
Уже отмечалось, что ТЭС — это огромное промышленное предпри-
ятие (рис. 2.1) по производству электроэнергии. Основным «сырьем» для
работы ТЭС является органическое топливо, содержащее запас химиче-
ской энергии, измеряемый теплотой сгорания Qсг
(см. § 1.3).
Топливо поступает в котел, и для его сжигания туда же подается окис-
литель — воздух, содержащий кислород. Воздух берется из атмосферы.
В зависимости от состава и теплоты сгорания для полного сжигания 1 кг
топлива требуется 10—15 кг воздуха, и, таким образом, воздух — это
тоже природное «сырье» для производства электроэнергии, для доставки
которого в зону горения необходимо иметь мощные вентиляторы. В резуль-
тате химической реакции горения, при которой углерод С топлива превра-
щается в оксиды СО2 и СО, водород Н2 — в пары воды Н2О, сера S —
воксиды SO2 и SO3 и т.д., образуются продукты сгорания топлива —
смесь различных газов высокой температуры. Именно тепловая энергия
39
Устройство и функционирование современной ТЭС
продуктов сгорания топлива является источником электроэнергии, выра-
батываемой ТЭС.
Далее внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов
к воде, движущейся внутри труб. К сожалению, не всю тепловую энер-
гию, высвободившуюся в результате сгорания топлива, по техническим
и экономическим причинам удается передать воде. Охлажденные до тем-
пературы 130—160 °С продукты сгорания топлива (дымовые газы) через
дымовую трубу покидают ТЭС. Часть теплоты, уносимой дымовыми
газами, в зависимости от вида используемого топлива, режима работы
и качества эксплуатации составляет 5—15 %.
Часть тепловой энергии, оставшаяся внутри котла и переданная воде,
обеспечивает образование пара высоких начальных параметров. Этот
пар направляется в паровую турбину. На выходе из турбины с помощью
аппарата, который называется кон денса тором, поддерживается глубо-
кий вакуум: давление за паровой турбиной составляет 3—8 кПа (напом-
ним, что атмосферное давление находится на уровне 100 кПа). Поэтому
пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору,
где давление мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечи-
вает превращение его потенциальной энергии в механиче скую работу.
Паровая турбина устроена так, что энергия расширения пара преобразу-
ется в ней во вращение ее ротора. Ротор турбины связан с ротором элек-
трогенератора, в обмотках статора которого генерируется электриче ская
энергия, представляющая собой конечный полезный продукт (товар)
функционирования ТЭС.
Для работы конденсатора, который не только обеспечивает низкое дав-
ление за турбиной, но и заставляет пар конденсироваться (превращаться
в воду), требуется большое количество холодной воды. Это — третий вид
«сырья», поставляемый на ТЭС, и для функционирования ТЭС он не менее
Дымовые газы
5,7 (8,3) %
52,04
(50,35) %
Дымовая труба
Воздух
для горения
ТЭС
Теплота
топлива
100%
Электроэнергия
38,4
(36,8) %
Охлаждающая
вода
3,86
(4,55) %
Собствен-
ные нужды
Теплота
нагретой
воды
Рис. 2.1. Тепловой баланс газомазутной и пылеугольной (числа в скобках) ТЭС
40
ГЛАВА 2
важен, чем топливо. Поэтому ТЭС строят либо вблизи имеющихся природ-
ных источников воды (река, море), либо сооружают искусственные накопи-
тели (пруд-охладитель, воздушные башенные охладители и др.).
Основная потеря тепла на ТЭС возникает из-за передачи теплоты кон-
денсации охлаждающей воде, которая затем отдает ее окружающей
среде. С теплом охлаждающей воды теряется более 50 % тепла, посту-
пающего на ТЭС с топливом. Кроме того, в результате происходит тепло-
вое загрязнение окружающей среды.
Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо
в виде теплоты (например, на разогрев мазута, поступающего на ТЭЦ
в густом состоянии в железнодорожных цистернах), либо в виде электро-
энергии (например, на привод электродвигателей насосов и вентиляторов
различного назначения). Эту энергию называют собственными нуждами.
На рис. 2.1 показана диаграмма превращения теплоты топлива
на ТЭС с тремя газомазутными энергоблоками электрической мощно-
стью по 800 МВт, осредненная за годовой период. Отношение количества
энергии, отпущенной ТЭС потребителям за некоторый промежуток вре-
мени, к затраченной за это время теплоте, содержащейся в сожженном топ-
ливе, называется коэффициентом полезного действия нетто ТЭС по выра-
ботке электроэнергии. Для ТЭС, баланс теплоты которой приведен
на рис. 2.1, он составляет 38,4 %.
Понятие КПД нетто ТЭС обычно используется как универсальная
оценка для сравнения ТЭС в различных странах, при научном анализе и
в некоторых других случаях. В повседневной практике на ТЭС исполь-
зуют другой показатель — удельный расход условного топлива by , изме-
ряемый в г/(кВт⋅ч). Условное топливо — это топливо, имеющее теплоту
сгорания Qсг
= 7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг. Если, например, на ТЭС
сожгли 100 т угля с теплотой сгорания Qсг
= 3500 ккал/кг, т.е. использо-
вали Bт
= 50 т у.т., и при этом отпущено в сеть Э = 160 000 кВт⋅ч элект-
роэнергии, то удельный расход условного топлива составит
by = 50æ10 6/160 000 = 312,5 г/(кВт⋅ч).
Между КПД ТЭС нетто и удельным расходом условного топлива
существует элементарная связь:
by = 123/ηТЭС; ηТЭС = 123 /by.
Полезно и легко запомнить, что удельному расходу by = 333 г/(кВт⋅ч)
соответствует КПД нетто ηТЭС ≈ 37 %.
Рассмотрим несколько примеров.
Пусть на конденсационных ТЭС России выработали 529,3 млрд кВт⋅ч
электроэнергии при среднем удельном расходе условного топлива by =
= 338,5 г/(кВт⋅ч). Следовательно, для этого пришлось сжечь
Вт
= 338,5æ10 –6
æ 529,3æ106 т = 179,2 млн т у.т.
41
Устройство и функционирование современной ТЭС
Экономия условного топлива всего в 1 г/(кВт⋅ч) в масштабах Рос-
сии дает экономию условного топлива
∆Вт
= (1/338,5)æ179,2 = 0,53 млн т,
т.е. примерно полмиллиона тонн.
Повышение КПД нетто ТЭС на 1 % означает уменьшение удельного
расхода условного топлива на ∆bу = 0,01æ338,5 ≈ 3,4 г/(кВт⋅ч), что дает
экономию условного топлива в масштабах России ∆Вт
= 0,53æ3,4 ≈
≈1,8млнту.т.
На пылеугольной Рефтинской ГРЭС общей мощностью 3800 МВт
удельный расход условного топлива by = 336,5 г/(кВт⋅ч). Если энерго-
блоки ГРЭС работают с полной нагрузкой, то суточный расход условного
топлива составит
Bт
= 336,5æ10 –6
æ 3800æ103æ24 ≈ 30 700 т.
Если в данном случае для простоты считать, что теплота сгорания
используемого и условного топлива совпадает, а уголь перевозится в ваго-
нах вместимостью 60 т, то для перевозки потребуется 30 700/60 ≈ 311 ваго-
нов, т.е. примерно 10 железнодорожных составов. Иными словами, ГРЭС
должна принимать и соответственно сжигать каждый час топливо из одного
состава.
Тепловая электростанция пропускает через себя огромное количество
воды. Можно считать, что для отпуска 1 кВт⋅ч электроэнергии требуется
примерно 0,12 м3 охлаждающей воды, которая поступает к конденсатору
с температурой, примерно равной температуре окружающей среды.
В конденсаторе она нагреется на 8—10 °С и покинет его.
Например, всего один энергоблок мощностью 300 МВт за 1 с исполь-
зует 10 м3 охлаждающей воды. Для его работы требуется расход воды,
примерно равный среднегодовому расходу Москвы-реки в черте города.
Для работы насосов, обслуживающих этот энергоблок, требуется элек-
тродвигатель мощностью 2,5 МВт.
Огромно и количество используемого воздуха. Для выработки 1кВт⋅ч
электроэнергии требуется примерно 5 м3 воздуха. Например, Рефтин-
ская ГРЭС, работающая на полную мощность 3800 МВт, каждую 1 с
использует
V = 5æ3600æ3,8æ106 = 5300 м3/с
чистого воздуха с содержанием кислорода 21 % (по массе) и выбрасывает
в атмосферу дымовые газы, практически не содержащие кислорода, но
отравленные диоксидом углерода, оксидами азота и другими вредными
соединениями.
Для нормальной работы ТЭС кроме «сырья» (топлива, охлаждающей
воды, воздуха) требуется масса других материалов: масло для работы сис-
тем смазки, регулирования и защиты турбин; реагенты (смолы) для очи-
стки рабочего тела; многочисленные ремонтные материалы.
Наконец, мощные ТЭС обслуживаются большим количеством персо-
нала, который обеспечивает текущую эксплуатацию, техническое обслужи-
42
ГЛАВА 2
вание оборудования, анализ технико-экономических показателей, снабже-
ние, управление и др. Ориентировочно можно считать, что на 1 МВт
установленной мощности требуется 1 персона, и, следовательно, персонал
мощной ТЭС составляет несколько тысяч человек.
2.3. Техноло ичес ий процесс преобразования химичес ой
энер ии топлива в эле троэнер ию на ТЭС
Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя
четыре обязательных элемента:
• энергетический котел, или просто котел, в который подводятся
питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воз-
дух для горения. В топке котла идет процесс горения — химическая энер-
гия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питатель-
ная вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла.
Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, которая
передается питательной воде. Последняя нагревается до температуры
кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается
сверх температуры кипения. Этот пар с температурой 540 °С и давлением
13—24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паро-
вую турбину;
• турбоагрегат, состоящий из паровой турбины, электрогенератора
и возбудителя. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень
низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), преобразует
потенциальную энергию сжатого и нагретого до высокой температуры
пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приво-
дит электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения
ротора генератора в электрический ток. Электрогенератор состоит из ста-
тора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора,
представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого
осуществляется от возбудителя;
• конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из тур-
бины, и создания глубокого разрежения. Это позволяет очень сущест-
венно сократить затраты энергии на последующее сжатие образовав-
шейся воды и одновременно увеличить работоспособность пара, т.е.
получить большую мощность от пара, выработанного котлом;
• питательный насос для подачи питательной воды в котел и созда-
ния высокого давления перед турбиной.
Таким образом, в ПТУ рабочее тело совершает непрерывный цикл
преобразования химической энергии сжигаемого топлива в электриче-
скую энергию.
Кроме перечисленных элементов, реальная ПТУ дополнительно
содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов,
необходимых для повышения ее эффективности.
Рассмотрим технологический процесс производства электроэнергии
на ТЭС, работающей на газе (рис. 2.2).
43
Устройство и функционирование современной ТЭС
Основными элементами рассматриваемой электростанции являются
котельная установка, производящая пар высоких параметров; турбинная
или паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в кинетиче-
скую энергию вращения ротора турбоагрегата, и электрические устрой-
ства (электрогенератор, трансформатор и др.), обеспечивающие выра-
ботку электроэнергии.
Основным элементом котельной установки является котел. Газ для
работы котла подается от газораспределительной станции, подключенной
к магистральному газопроводу (на рисунке не показан), к газораспреде-
лительному пункту (ГРП) 1. Здесь его давление снижается до нескольких
атмосфер, и он подается к горелкам 2, расположенным в поде котла
(такие горелки называются подовыми).
Собственно котел представляет собой (вариант) П-образную конст-
рукцию с газоходами прямоугольного сечения. Левая ее часть называется
топкой. Внутренняя часть топки свободна, и в ней происходит горение
топлива, в данном случае газа. Для этого к горелкам специальным дутье-
вым вентилятором 28 непрерывно подается горячий воздух, нагреваемый
в воздухоподогревателе 25. На рис. 2.2 показан так называемый вращаю-
щийся воздухоподогреватель, теплоаккумулирующая набивка которого
на первой половине оборота обогревается уходящими дымовыми газами,
а на второй половине оборота она нагревает поступающий из атмосферы
воздух. Для подавления образования оксидов азота используется рецирку-
ляция: часть дымовых газов, уходящих из котла, специальным дымосо-
сом рециркуляции 29 подается к основному воздуху и смешивается
с ним. Горячий воздух смешивается с газом и через горелки котла пода-
ется в его топку — камеру, в которой происходит горение топлива. При
горении образуется факел, представляющий собой мощный источник
лучистой энергии. Таким образом, при горении топлива его химическая
энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.
Стены топки облицованы экранами 19 — трубами, в которые посту-
пает питательная вода из экономайзера 24. На схеме изображен так назы-
ваемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, про-
ходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется,
превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение полу-
чили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократ-
ная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды
происходит в барабане.
Пространство за топкой котла заполнено трубами, внутри которых
движется пар или вода. Снаружи эти трубы омываются горячими дымо-
выми газами, по степенно остывающими при движении к дымовой
трубе 26.
Сухой насыщенный пар поступает в основной пароперегреватель,
состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного 22 элемен-
тов. В основном пароперегревателе повышается его температура и, следо-
44
ГЛАВА 2
вательно, потенциальная энергия. Полученный на выходе из конвек-
тивного пароперегревателя пар высоких параметров покидает котел
и поступает по паропроводу к паровой турбине.
Мощная паровая турбина обычно состоит из нескольких как бы отдель-
ных турбин — цилиндров.
К первому цилиндру — цилиндру высокого давления (ЦВД) 17 пар подво-
дится непосредственно из котла, и поэтому он имеет высокие параметры
13
11
12
8
9
10
14
15
16
17
7
6
5
4
3
18
Турбоагрегат
Рис. 2.2. Технологическая схема ТЭС,
1 — газораспределительный пункт; 2 — подовые горелки; 3 — группа ПНД; 4 — конденсатные
сос; 8 — деаэратор; 9 — циркуляционный насос; 10 — аванкамера; 11 — градирня; 12 — конден-
ЦСД; 17 — ЦВД; 18 — группа ПВД; 19 — экраны; 20 — потолочный пароперегреватель; 21 —
роперегреватель; 24 — экономайзер; 25 — вращающийся регенеративный воздухоподогреватель;
дымовых газов; 30 — мазутный резервуар; 31 — железнодорожный состав цистерн с мазутом;
45
Устройство и функционирование современной ТЭС
(для турбин СКД — 23,5 МПа, 540 °С, т.е. 240 ат/540 °С). На выходе из ЦВД
давление пара составляет 3—3,5 МПа (30—35 ат), а температура — 300—
340 °С. Если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше от этих
параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным,
что длительная работа турбины была бы невозможной из-за эрозионного
износа деталей ЦНД. Поэтому из ЦВД относительно холодный пар возвра-
щается обратно в котел в так называемый промежуточный пароперегрева-
Котел
Воздух
Дымовые азы
От соседне о
отла
Кдруим
отлам ТЭЦ
Газ
2
19
28
27
30
31
32
33
34
1
21
20
26
25
19
24
23
22
29
работающей на газе:
насосы II подъема; 5 — БОУ; 6 — конденсатные насосы I подъема; 7 — питательный электрона-
сатор турбины; 13 — возбудитель электрогенератора; 14 — электрогенератор; 15 — ЦНД; 16 —
ширмовый пароперегреватель; 22 — конвективный пароперегреватель; 23 — промежуточный па-
26 — дымовая труба; 27 — дымосос; 28 — дутьевой вентилятор; 29 — дымосос рециркуляции
32 — приемная емкость мазута; 33 — насосы перекачки мазута; 34 — подогреватели мазута
46
ГЛАВА 2
тель 23. В нем пар попадает снова под воздействие горячих газов котла,
его температура повышается до исходной (540 °С). Полученный пар
направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 16. После расширения
в ЦСД до давления 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) пар поступает в один или
не сколько одинаковых цилиндров низкого давления (ЦНД) 15.
Таким образом, расширяясь в турбине, пар приводит во вращение ее
ротор, соединенный с ротором электрического генератора 14, в статор-
ных обмотках которого образуется электрический ток. Трансформатор
повышает его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропере-
дачи, часть выработанной энергии передает на питание собственных нужд
ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему.
И котел, и турбина могут работать только при очень высоком каче-
стве питательной воды и пара, допускающем лишь ничтожные приме си
других веществ. Кроме того, расходы пара огромны (например, в энер-
гоблоке 1200 МВт за 1 с испаряется, проходит через турбину и конден-
сируется более 1 т воды). Поэтому нормальная работа энергоблока воз-
можна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела
высокой чистоты.
Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 —
теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаж-
дающая вода, подаваемая циркуляционным насосом 9 из реки, водо-
хранилища или специального охладительного устройства (градирни).
На рис. 2.2 показана так называемая система оборотного водоснабжения
с градирней. Градирня — это железобетонная пустотелая вытяжная
башня (рис. 2.3 и 2.4) высотой до 150 м и выходным диаметром 40—70 м,
которая создает самотягу для воздуха, поступающего снизу через возду-
хонаправляющие щиты. Внутри градирни на высоте 10—20 м устанавли-
вают оросительное (разбрызгивающее устройство). Воздух, движущийся
вверх, заставляет часть капель (примерно 1,5—2 %) испаряться, за счет
чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем.
Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру
10 (см. рис. 2.2) и оттуда циркуляционным насосом 9 подается в конден-
сатор 12. Наряду с оборотной, используют прямоточное водоснабжение,
при котором охлаждающая вода поступает в конденсатор из реки
и сбрасывается в нее ниже по течению.
Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденса-
тора, конденсируется. Образующийся конденсат конденсатным насосом 6
подается через группу регенеративных подогревателей низкого давления
(ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается
за счет теплоты конденсации пара, отбираемого из турбины. Это позво-
ляет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электро-
станции. В деаэраторе 8 происходит деаэрация — удаление из конденсата
растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак
деаэратора представляет собой емкость для питательной воды котла.
47
Устройство и функционирование современной ТЭС
Из деаэратора питательная вода питательным насосом 7, приводи-
мым в действие электродвигателем или специальной паровой турбиной,
подается в группу подогревателей высокого давления (ПВД) 18.
Регенеративный подогрев конденсата в ПНД и ПВД — это основной
и очень выгодный способ повышения КПД ТЭС. Пар, который расши-
рился в турбине от входа до трубопровода отбора, выработал определен-
ную мощность, а поступив в регенеративный подогреватель, передал
свое тепло конденсации питательной воде (а не охлаждающей!), повы-
сив ее температуру, за счет чего экономится топливо в котле. Темпера-
тура питательной воды котла за ПВД, т.е. перед поступлением в котел,
составляет в зависимости от начальных параметров 240—280 °С. Таким
образом замыкается технологический пароводяной цикл преобразования
химиче ской энергии топлива в механиче скую энергию вращения ротора
турбоагрегата.
Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свою основную теп-
лоту питательной воде, поступают на трубы экономайзера 24 и в воздухо-
подогреватель 25, в которых они охлаждаются до температуры 140—160 °С,
а затем направляются с помощью дымососа 27 к дымовой трубе 26.
Дымовая труба создает разрежение в топке и газоходах котла; кроме того,
9
352
8
61
8
a)
б)
6
4
3
2
7
5
8
7
352
Воздух
Воздух
Рис. 2.3. Устройство градирни с естественной тягой:
а — разрез градирни (слева) и фасад (справа); б — элемент градирни крупным планом; 1 —
подводящие трубопроводы; 2 — водораспределительные трубопроводы с разбрызгивающими
соплами; 3 — щиты оросительного устройства пленочного типа; 4 — каркас оросителя; 5 —
водоуловитель; 6 — водосборный бассейн; 7 — вытяжная железобетонная башня; 8 — возду-
хонаправляющие щиты; 9 — сигнальные огни
48
ГЛАВА 2
она рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не
допуская их высокой концентрации в нижних слоях.
Если на ТЭС используется твердое топливо, то она снабжается топли-
воподачей и пылеприготовительной установкой. Прибывающий на ТЭС
в специальных вагонах уголь разгружается, дробится до размеров кусков
20—25 мм и ленточным транспортером подается в бункер, вмещающий
запас угля на не сколько часов работы. Из бункера уголь поступает в спе-
циальные мельницы, в которых он размалывается до пылевидного
состояния. В мельницу непрерывно специальным дутьевым вентилято-
ром подается воздух, нагретый в воздухоподогревателе. Горячий воздух
смешивается с угольной пылью и через горелки котла подается в его
топку в зону горения.
Рис. 2.4. Внешний вид башенной градирни
49
Устройство и функционирование современной ТЭС
Пылеугольная ТЭС снабжается специальными электрофильтрами, в кото-
рых происходит улавливание сухой летучей зоны. Шлак, образующийся
при горении топлива и не унесенный потоком газов, удаляется из донной
части топки и транспортируется на золоотвалы.
В скобках на рис. 2.1 приведены показатели, осредненные за годовой
период работы пылеугольной ТЭС, состоящей из шести энергоблоков
мощностью 300 МВт и четырех энергоблоков мощностью 500 МВт.
Видно, что показатели пылеугольной ТЭС существенно ниже (в нашем
случае абсолютный КПД пылеугольной ТЭС на 1,6 % ниже, чем у газо-
мазутной) из-за меньшей экономичности котла и больших расходов топ-
лива на собственные нужды, которые перекрыли даже экономию от более
глубокого вакуума в конденсаторе.
Схематическое изображение оборудования и связей между ним,
приведенное на рис. 2.2, достаточно наглядно. Но представление всех
связей даже для схемы, показанной на рис. 2.2, вызывает немалые труд-
ности. Поэтому для изображения оборудования электростанции во всей
его взаимосвязи по пару, конденсату, питательной воде используют теп-
ловые схемы — графическое изображение отдельных элементов и трубо-
проводов с помощью условных обозначений. Привыкнув к условным
обозначениям, легко прочитать даже самую сложную тепловую схему.
Пример тепловой схемы рассмотренной ТЭС приведен на рис. 2.5. При
этом для более легкой идентификации мы сохранили одинаковые пози-
ции для того же оборудования.
Турбоагрегат
17
23
16
20,21,22
Котел
15
14
8
7
18
3
12
6
5
4
Рис. 2.5. Тепловая схема паротурбинной установки ТЭС, приведенной на рис. 2.2
(обозначения см. в подписи к рис. 2.2)
50
ГЛАВА 2
2.4. Главный орп с ТЭС
Основным строительным сооружением ТЭС является главный корпус,
поперечный разрез по которому показан на рис. 2.6. Он состоит из трех
отделений: турбинного, деаэраторного и котельного.
Турбинное отделение включает в себя рамный фундамент — железо-
бетонное сооружение, состоящее из нижней фундаментной плиты, уста-
новленной на грунт, вертикальных колонн и верхней фундаментной
плиты, опирающейся на колонны. На верхнюю фундаментную плиту, рас-
положенную в данном случае на высотной отметке 13,5 м, устанавливают
цугом паровую турбину, электрогенератор и возбудитель (эту совокуп-
ность называют турбоагрегатом).
Помещение, в котором располагается турбина, называется машинным
залом (машзалом). Общий вид машзала типичной ТЭС показан на рис. 2.7.
Турбоагрегаты, закрытые металлическими кожухами, размещаются попе-
рек машзала, между ними имеются свободные пространства на всю высоту
здания от нулевой отметки до кровли для установки оборудования, имею-
щего большую высоту (например, ПВД). Справа и слева от турбоагрегатов
в машзале имеются свободные проходы.
Под полом машзала находится конденсационное помещение, поскольку
в нем на нулевой высотной отметке располагается кон д ен са тор , присое-
диненный своим входным патрубком к выходному патрубку турбины. Как
правило, на нулевой отметке или ниже ее размещают также кон д ен сат-
ные насосы, насосы маслоснабжения и некоторое другое оборудование.
Конденсационное помещение содержит также многочисленные этажерки,
на которые устанавливают питательный насос с его приводом (электро-
двигатель или небольшая паровая турбина), сетевые подогреватели (для
ТЭЦ), вспомогательные устройства для пуска и остановки различного
оборудования ТЭС.
Котельное отделение рассматриваемой ТЭС находится в правой части
главного корпуса (см. рис. 2.6). Здесь размещаются котлы. За стеной
котельного отделения на открытом воздухе располагаются воздухоподо-
греватели, дымососы и дымовая труба (обычно общая для нескольких
энергоблоков).
Между турбинным и котельным отделением размещают деаэраторное
отделение. На деаэраторной этажерке в данном случае на высотной
отметке 26,1 м размещают деаэраторы. Конденсат, подвергаемый деаэра-
ции, и пар для его нагрева (см. рис. 2.2 и 2.5) деаэраторы получают
из турбинного отделения. Из деаэраторов питательная вода поступает
к питательному насосу и затем в ПВД (а из них — в котлы). В деаэратор-
ном помещении на высотной отметке машзала располагают щиты управ-
ления котлами и турбинами со всеми необходимыми приборами и авто-
матикой. Здесь находятся операторы, управляющие работой ТЭС.
51
Устройство и функционирование современной ТЭС
Р
и
с
.
2
.
6
.
П
о
п
е
р
е
ч
н
ы
й
р
а
з
р
е
з
п
о
г
л
а
в
н
о
м
у
к
о
р
п
у
с
у
Т
Э
С
:
1
—
м
а
ш
и
н
н
ы
й
з
а
л
;
2
—
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
;
3
—
п
о
д
ъ
е
м
н
ы
й
к
р
а
н
д
л
я
м
о
н
т
а
ж
н
ы
х
и
р
е
м
о
н
т
н
ы
х
р
а
б
о
т
;
4
—
Ц
Н
Д
п
а
р
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
5
—
к
о
н
д
е
н
-
с
а
ц
и
о
н
н
о
е
п
о
м
е
щ
е
н
и
е
;
6
—
д
е
а
э
р
а
т
о
р
н
а
я
э
т
а
ж
е
р
к
а
;
7
—
д
е
а
э
р
а
т
о
р
;
8
—
к
о
т
е
л
ь
н
о
е
о
т
д
е
л
е
н
и
е
;
9
—
п
о
д
ъ
е
м
н
ы
й
к
р
а
н
д
л
я
о
б
с
л
у
ж
и
в
а
н
и
я
к
о
т
л
а
;
1
0
—
к
о
т
е
л
;
1
1
—
в
о
з
д
у
х
о
п
о
д
о
г
р
е
в
а
т
е
л
ь
;
1
2
—
д
ы
м
о
в
а
я
т
р
у
б
а
;
1
3
—
д
ы
м
о
с
о
с
;
1
4
—
в
е
н
т
и
л
я
т
о
р
р
е
ц
и
р
к
у
л
я
ц
и
и
г
о
р
я
ч
и
х
г
а
з
о
в
;
1
5
—
з
а
б
о
р
в
о
з
д
у
х
а
;
1
6
—
п
о
м
е
щ
е
н
и
е
б
л
о
ч
н
о
г
о
щ
и
т
а
у
п
р
а
в
л
е
н
и
я
;
1
7
—
п
а
р
о
п
р
о
в
о
д
ы
;
1
8
—
к
о
н
д
е
н
с
а
т
н
ы
е
н
а
с
о
с
ы
;
1
9
—
к
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
;
2
0
—
в
о
з
б
у
д
и
т
е
л
ь
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
52
ГЛАВА 2
Рис. 2.7. Машинный зал ТЭС
53
Устройство и функционирование современной ТЭС
2.5. Зна омство с основным обор дованием ТЭС
Паровая турбина — самая значимая и самая дорогая часть ТЭС.
Неотъемлемой частью конденсационной турбины является конденсатор.
Общий вид турбины ЛМЗ мощностью 800 МВт, установленной
в машинном зале Углегорской ТЭС (Украина), показан на рис. 2.8.
На переднем плане виден возбудитель, за ним — электрогенератор, а на
заднем плане — паровая турбина, закрытая металлическим кожухом.
Кожух необходим, прежде всего, для обеспечения постоянного темпера-
турного режима изоляции турбины, исключающего ее коробление под
действием сквозняков в машинном зале. Кроме того, кожух экранирует
машинный зал от шума и обеспечивает необходимый дизайн. Через двери
обслуживающий персонал имеет доступ внутрь для периодического
осмотра и обслуживания турбины.
На рис. 2.9 показана трехцилиндровая турбина на сборочном стенде
без кожуха (каждая турбина в обязательном порядке после изготовления
проходит контрольную сборку и опробование на холостых оборотах,
разбирается, консервируется, упаковывается и отправляется для мон-
тажа на ТЭС). Турбина выполняется многоцилиндровой (в данном слу-
чае трехцилиндровой).
На переднем плане виден ЦВД 4, в который по паропроводам 3 подво-
дится пар высокого давления из котла. Пройдя ЦВД, пар возвращается
Рис. 2.8. Общий вид турбины мощностью 800 МВт, установленной в машзале ТЭС
54
ГЛАВА 2
Рис. 2.9. Трехцилиндровая турбина на сборочном стенде турбинного завода
1 — передний подшипник; 2 — регулирующий клапан; 3 — подводящий паропровод свежего
пара; 4 — ЦВД; 5 — регулирующий клапан ЦСД; 6 — паропровод, подводящий пар из промежу-
точного пароперегревателя; 7 — ресиверные трубы ЦНД; 8 — предохранительные клапаны ЦНД;
9—ЦНД;10—ЦСД
8
9
10
7
6
5
4
3
1
2
55
Устройство и функционирование современной ТЭС
вкотелдляпромежуточного перегрева. Это позволяет снизить влаж-
ность пара в конце процесса расширения в турбине и уменьшить эрозию
рабочих лопаток каплями влаги; одновременно промежуточный перегрев
позволяет на несколько процентов уменьшить удельный расход топлива.
После промежуточного перегрева пар по четырем паропроводам 6
(на рис. 2.9 видны только два паропровода, подводящие пар в верхнюю
половину цилиндра) поступает в ЦСД 10. Пройдя ЦСД, пар с помощью
двух выходных труб подается в две длинные ресиверные трубы 7,
из которых пар направляется в ЦНД 9. Под ЦНД расположены конденса-
торы, принимающие этот пар.
На рис. 2.10, а показан общий вид двухходового конденсатора мощной
паровой турбины. Он состоит из стального сварного корпуса 8, по краям
которого закреплены трубные доски (видна только передняя трубная
доска 14) с многочисленными отверстиями. В них закрепляются кон д ен-
саторные трубки, совокупность которых образует трубный пучок. Для
того чтобы трубки (а их длина может составлять 10—12 м при диаметре
20—24 мм) не провисали и не вибрировали, параллельно основным труб-
ным доскам устанавливают промежуточные трубные доски 12 с точно
таким же рисунком отверстий, как и в основных трубных досках 14. Уста-
новленные промежуточные трубные доски хорошо видны на рис. 2.10, б.
При изготовлении конденсатора через одну из трубных досок вводят
трубку, протаскивают ее через отверстия всех промежуточных перегородок
и вводят в соответствующее отверстие во второй трубной доске. Затем
трубка полностью закрепляется в основных (крайних) трубных досках
вальцовкой или сваркой.
Совокупная внешняя поверхность всех трубок представляет собой
поверхность конденсации пара, поступающего сверху из ЦНД. Конденсат
собирается на дне конденсатора и постоянно откачивается из него кон-
денсатными насосами (см. рис. 2.2).
Для подвода и отвода охлаждающей воды служит передняя водяная
камера 4, разделенная вертикальной перегородкой. Вода подается снизу
в правую часть камеры 4 и через отверстия в трубной доске попадает
внутрь охлаждающих трубок и движется внутри них до задней (поворот-
ной) камеры 9. Собравшись в ней, вода проходит через вторую часть тру-
бок и поступает во вторую половину передней водяной камеры, откуда
направляется в градирню, реку или пруд-охладитель. Пар поступает
в конденсатор сверху, встречается с холодной поверхностью трубок
и конденсируется на ней. Поскольку конденсация идет при низкой темпера-
туре, которой соответствует низкое давление конденсации (см. рис. 1.2),
то в конденсаторе образуется глубокое разрежение (3—5 кПа), что в 25—
30 раз меньше атмосферного давления. Конденсатор турбины имеет
огромные размеры, что можно видеть из рис. 2.10, б.
56
ГЛАВА 2
a)
б)
Пар из ЦНД
Выход
охлаждающей
воды
Вход
охлаждающей
воды
Выход
конденсата
Рис. 2.10. Конденсатор мощной паровой турбины фирмы Siemens:
а — общий вид; б — сборка промежуточных трубных досок; 1 — патрубок подвода холодной
охлаждающей воды в переднюю водяную камеру; 2 — патрубок отвода нагретой охлаждающей
воды из передней водяной камеры; 3 — дверца входной части передней водяной камеры; 4 —
передняя водяная камера; 5 — переходный патрубок от ЦНД к собственно конденсатору; 6 —
вход пара из ЦНД; 7 — паропроводы вывода пара из ЦНД на ПНД; 8 — корпус конденсатора;
9 — задняя (поворотная) водяная камера; 10 — трубки, на которых происходит конденсация
пара; 11 — фундамент; 12 — промежуточные трубные доски; 13 — установочные пружины;
14 — основная трубная доска
57
Устройство и функционирование современной ТЭС
2.6. Ближайшие и отдаленные перспе тивы строительства ТЭС
Для оценки перспектив строительства ТЭС прежде всего необходимо
осознать их преимущества и недостатки в сравнении с другими источни-
ками электроэнергии.
К числу преимуществ можно отнести следующие.
1. В отличие от ГЭС тепловые электростанции можно размещать
относительно свободно с учетом используемого топлива. Газомазутные
ТЭС могут быть построены в любом месте, так как транспортировка газа
и мазута относительно дешева (по сравнению с углем). Пылеугольные
ТЭС желательно размещать вблизи мест добычи угля. К настоящему вре-
мени «угольная» теплоэнергетика имеет выраженный региональный
характер.
2. Удельная стоимость установленной мощности (стоимость 1 кВт
установленной мощности) и срок строительства ТЭС значительно
меньше, чем АЭС и ГЭС.
3. Производство электроэнергии на ТЭС в отличие от ГЭС не зависит
от сезона и определяется только доставкой топлива.
4. Площади отчуждения хозяйственных земель для ТЭС существенно
меньше, чем для АЭС, и, конечно, не идут ни в какое сравнение по этому
показателю с ГЭС, влияние которых на экологию может иметь далеко
не региональный характер. Примерами могут служить каскады ГЭС
на р. Волге и Днепре.
5. На ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе
самые низкосортные угли, забалластированные золой, водой, породой.
6. В отличие от АЭС нет никаких проблем с утилизацией ТЭС по завер-
шении срока службы. Как правило, инфраструктура ТЭС существенно
«переживает» основное оборудование (котлы и турбины), установленное
на ней, а здания, машзал, системы водоснабжения и топливоснабжения
и др., которые составляют основную часть фондов, еще долго служат.
Большинство ТЭС, построенных более 80 лет по плану ГОЭЛРО, до сих
пор работают и будут работать дальше после установки на них новых,
более совершенных турбин и котлов.
Наряду с этими достоинствами, ТЭС имеет и ряд недостатков.
1. ТЭС — самые экологически «грязные» источники электроэнергии,
особенно те, которые работают на высокозольном сернистом топливе.
Правда, сказать, что АЭС, не имеющие постоянных выбросов в атмо-
сферу, но создающие постоянную угрозу радиоактивного загрязнения из-
за нерешенных проблем хранения и переработки отработавшего ядерного
топлива, а также утилизации самой АЭС после окончания срока службы,
или ГЭС, затопляющие огромные площади хозяйственных земель и изме-
няющие региональный климат, являются экологически более «чистыми»
можно лишь со значительной долей условности.
58
ГЛАВА 2
2. Традиционные ТЭС имеют сравнительно низкую экономичность
(лучшую, чем у АЭС, но значительно худшую, чем у ПГУ).
3. В отличие от ГЭС, ТЭС с трудом участвуют в покрытии перемен-
ной части суточного графика электрической нагрузки.
4. ТЭС существенно зависят от поставки топлива, часто привозного.
Несмотря на все эти недостатки, ТЭС являются основными производи-
телями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми,
по крайней мере на ближайшие 50 лет.
Перспективы строительства мощных конденсационных ТЭС тесно
связаны с видом используемого органического топлива. Несмотря на боль-
шие преимущества жидкого топлива (нефти, мазута) как энергоносителя
(высокая калорийность, легкость транспортировки), его использование
на ТЭС будет все более и более сокращаться не только в связи с ограни-
ченностью запасов, но и в связи с его большой ценностью как сырья для
нефтехимической промышленности. Для России немалое значение имеет
и экспортная ценность жидкого топлива (нефти). Поэтому жидкое топ-
ливо (мазут) на ТЭС будет использоваться либо как резервное топливо
на газомазутных ТЭС, либо как вспомогательное топливо на пылеуголь-
ных ТЭС, обеспечивающее устойчивое горение угольной пыли в котле
при некоторых режимах.
Использование природного газа на конденсационных паротурбинных
ТЭС нерационально: для этого существуют парогазовые установки ути-
лизационного типа, основой которых являются высокотемпературные
ГТУ.
Таким образом, далекая перспектива строительства классических
паротурбинных ТЭС и в России, и за рубежом прежде всего связана
с использованием углей, особенно низкосортных. Это, конечно, не озна-
чает прекращения эксплуатации газомазутных ТЭС, которые будут посте-
пенно заменяться ПГУ.
Контрольные вопросы
1. Чем отличается районная ТЭС от промышленной?
2. Назовите типы теплосиловых установок.
3. Чем отличается энергетический блок от ТЭС с поперечными связями?
4. Как классифицируются ТЭС по уровню начального давления?
5. На ТЭС сожгли 100 т топлива, имеющего теплоту сгорания 4000 ккал/кг,
отпустив 320 кВт⋅ч электроэнергии. Чему равен удельный расход условного
топлива?
6. Назовите назначение основных элементов паротурбинного энергоблока: энер-
гетического котла, паровой турбины, конденсатора и питательного насоса.
7. Зачем в мощных турбоустановках применяют промежуточный перегрев пара?
8. Какие функции на ТЭС выполняют электрогенератор и трансформатор?
9. Для чего в паротурбинной установке используется регенеративный подогрев
питательной воды и как он осуществляется?
59
Устройство и функционирование современной ТЭС
10. Что такое деаэрация конденсата и в каком аппарате она осуществляется?
11. Какой энергоблок более экономичный: пылеугольный или газомазутный?
12. Из каких отделений состоит главный корпус ТЭС и какое оборудование в них
размещено?
13. Назовите преимущества и недостатки ТЭС по сравнению с ГЭС и АЭС.
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д . Трухний. М. : Энергоатомиздат,
1990.
2. Энергетика в России и в мире: Проблемы и перспективы. М . : МАИК «Наука/Интер-
периодика», 2001.
60
Глава третья
УСТРОЙСТВО И ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ СОВРЕМЕННОЙ ТЭЦ
Содержание
3.1. Снабжение теплом промышленных предприятий и населения
р пных и средних ородов
3.2. Понятие о теплофи ации
3.3. Представление о тепловых сетях р пных ородов
3.4. Раздельная и омбинированная выработ а эле троэнер ии
и тепла. Термодинамичес ое преим щество омбинированной
выработ и
3.5. Распределение топлива ТЭЦ на выработ эле троэнер ии
и тепла. По азатели ачества работы ТЭЦ
3.6. Устройство ТЭЦ и техноло ичес ий процесс пол чения оря-
чей сетевой воды
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
3.1. Снабжение теплом промышленных предприятий и населения
р пных и средних ородов
Жизнь человека связана с широким использованием не только элек-
трической, но и тепловой энергии.
В соответствии с санитарными нормами трудовая деятельность чело-
века на предприятиях и его домашний отдых должны протекать в опреде-
ленных комфортных условиях: все помещения должны отапливаться,
вентилироваться, снабжаться горячей водой для бытовых целей; в жилых
помещениях температура воздуха должна составлять +(20—22) °С, а в
поликлиниках, больницах, детских учреждениях — +(20—23) °С, в обще-
ственных зданиях — +(18—22) °С. Эти комфортные условия могут быть
реализованы только при постоянном подводе к объекту отопления
(те пло приемнику) вполне определенного количества тепла, которое зави-
сит от температуры наружного воздуха. Для этих целей чаще всего
используется горячая вода с температурой у пользователя 80—90 °С.
Для различных технологических процессов промышленных предприя-
тий (например, сушки, окраски, работы паровых молотов) требуется так
называемый производственный пар с давлением 1—3 МПа.
Важно сразу усвоить, что тепло, используемое человеком для бытовых
нужд, является низкопотенциальным, т.е. теплоноситель имеет отно-
сительно невысокую температуру и давление, поскольку именно это позво-
61
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
ляет организовать высокоэкономичное произ-
водство электрической и тепловой энергии
на ТЭЦ.
В общем случае снабжение любого объекта
тепловой энергией обеспечивается системой,
состоящей из трех основных элементов: источ-
ника теплоты (например, котельной), тепло-
вой сети (например, трубопроводов горячей
воды или пара) и теплоприемника (например,
батареи водяного отопления, располагаемой
в комнате).
Если источник теплоты и теплоприемник
практически совмещены, т.е. тепловая сеть либо
отсутствует, либо очень коротка, то такую сис-
тему теплоснабжения называют децентрализо-
ванной (рис. 3.1). Примером такой системы
является печное или электрическое отопление.
В свою очередь, децентрализованное тепло-
снабжение может быть индивидуальным, при
котором в каждом помещении используются
индивидуальные отопительные
приборы
(например, электронагреватели), или местным
(например, обогрев здания с помощью инди-
видуальной котельной или теплонасосной уста-
новки). Теплопроизводительность таких котель-
ных не превышает 1 Гкал/ч (1,163 МВт).
Мощность тепловых источников индиви-
дуального теплоснабжения невелика и опре-
деляется потребностями их владельцев.
Альтернативой децентрализованному явля-
ется централизованное теплоснабжение. Его
характерный признак — наличие разветвлен-
ной тепловой сети, от которой питаются мно-
гочисленные абоненты (заводы, фабрики,
общественные здания, жилые помещения и др.). Для централизованного
теплоснабжения используются два вида источников: котельные и тепло-
электроцентрали.
Степень централизации теплоснабжения может быть различной.
В зависимости от числа теплоприемников, питаемых от одного тепло-
источника, различают централизованное теплоснабжение групповое
(питается группа зданий от групповой котельной установки мощностью
1—10 Гкал/ч), квартальное (от квартальной котельной теплопроизводи-
тельностью 10—50 Гкал/ч), районное (питается район — не сколько
групп зданий), городское (питается не сколько районов города), межго-
родское (питается не сколько городов).
Теплоснабжение
Децентрализованное
Централизованное
От котельных
От ТЭЦ
водогрейных
паровых
Индивидуальное
Печное
Электрическое
Прямое
Аккумуляторное
Теплонасосное
Местное
Рис. 3.1. Виды теплоснабжения
62
ГЛАВА 3
Выбор типа теплоснабжения не однозначен, поскольку он определяется
не только техническими и технико-экономическими преимуществами и
недостатками того или иного типа. Он также зависит и от финансовых воз-
можностей тех или иных потребителей. Если бы, например, население Рос-
сии имело достаточно средств для оплаты электроэнергии для целей отоп-
ления, то использование электронагревательных приборов было бы,
наверное, самым комфортным и экологичным. Но при этом следует пом-
нить, что ее стоимость будет не меньше, чем стоимость электроэнергии,
которая получена на ТЭС из топлива с использованием только 40 % теп-
лоты, заключенной в нем, с учетом потерь в электрических сетях.
Несмотря на отмеченные трудности, можно однако с уверенностью
сказать, что для большинства крупных северных городов с населением
более 100 тыс. чел. наиболее рациональным является централизованное
теплоснабжение на базе ТЭЦ. Оно позволяет не только сэкономить зна-
чительное количество топлива, но и существенно сократить вредные
выбросы в атмосферу, сэкономить дорогие городские площади.
Для небольших населенных пунктов, особенно тех, которые требуют ото-
пления короткое время в году и в которых не стоят остро вопросы экологии,
целесообразно использовать децентрализованные источники теплоты, соот-
ветствующие вкусам и финансовым возможностям потребителей.
На рис. 3.2 показана схема водогрейной котельной. К сетевому насосу
из тепловой сети поступает обратная сетевая вода — «холодная» вода,
уже использованная для отопления. Сетевой насос служит для прокачки
сетевой воды через водогрейный котел, в котором она нагревается теп-
лотой сжигаемого топлива (газа, мазута, каменного или бурого угля).
Нагретая вода, называемая прямой сетевой водой, подается в тепловую
сеть для использования потребителями (абонентами). Таким образом,
осуществляется постоянная циркуляция сетевой воды, нагреваемой
в котле и охлаждаемой в теплоприемниках. Для восполнения неизбежной
утечки сетевой воды служат водоподготовительная установка и подпиточ-
ный насос.
Топливо
70 °C
150 °C
В тепловую сеть
2
1
3
Из тепловой сети
4
Из водопровода
Рис. 3.2. Принципиальная схема водогрейной котельной:
1 — водогрейный котел; 2 — сетевой насос; 3 — водоподготовительная установка; 4 — под-
питочный насос
63
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
Тепловая мощность (производительность) водогрейных котлов состав-
ляет 4—200 Гкал/ч. На рис. 3.3 показан котел КВГМ-50 (котел водогрей-
ный газомазутный теплопроизводительностью 50 Гкал/ч). Он, как и
паровой котел, представляет собой П-образную шахту прямоугольного
сечения. Первая его часть — топка. Она облицована трубчатыми экранами,
внутри которых движется вода, нагреваемая излучением горящего факела
топлива. Во второй части размещены конвективные поверхности — труб-
ные пучки, обогреваемые за счет конвективного теплообмена с горячими
газами. Как видно из сравнения рис. 2.2 и 3.3, водогрейный котел несрав-
ненно проще энергетического и прежде всего потому, что вода в нем
только нагревается, но не претерпевает фазовых превращений.
В крупных городах основным источником централизованного тепло-
снабжения являются ТЭЦ и районные тепловые станции (РТС) производи-
тельностью до 400 Гкал/ч. Обычно здание РТС в плане имеет вид буквы
«Н» и состоит из котельной, машзала и строительной перемычки между
ними. В котельной размещаются водогрейные котлы, в машзале — много-
численные насосы, система подпитки теплосети, в перемычке — пульт
управления и бытовые помещения.
1
2
5824
4160
3200
12780
A
14315
5
4
3
0
–1200
A
5700
7
6
A–A
Рис. 3.3. Устройство водогрейного котла КВГМ-50:
1 — 3, 5 — экраны соответственно передний, боковой, промежуточный и задний; 4 — конвек-
тивные пакеты; 6 — дробеочистительная установка; 7 — газомазутная горелка
64
ГЛАВА 3
3.2. Понятие о теплофи ации
Сейчас, когда стало понятно, как организовано снабжение предприятий
и населения теплом, целесообразно рассмотреть понятие теплофикации.
Очень часто по аналогии с электрификацией под теплофикацией пони-
мают строительные, монтажные и организационные мероприятия, обеспе-
чивающие теплового потребителя из централизованного источника тепла.
На самом деле это нечто другое. Теплофикация — это действительно цент-
рализованное теплоснабжение потребителей теплом, но не от любого
источника, а именно от ТЭЦ. При этом на ТЭЦ это тепло получают при
конденсации пара, взятого из паровой турбины после того, когда он прошел
часть турбины, которая выработала электрическую мощность.
3.3. Представление о тепловых сетях р пных ородов
Тепловая сеть — это сложное инженерно-строительное сооружение,
служащее для транспортировки тепла с помощью теплоносителя (воды
или пара) от источника (ТЭЦ или котельной) к тепловым потребителям.
От коллекторов прямой сетевой воды ТЭЦ с помощью магистральных
теплопроводов горячая вода подается в городской массив. Магистраль-
ные теплопроводы имеют ответвления, к которым присоединяется внут-
риквартальная разводка к центральным тепловым пунктам (ЦТП). В ЦТП
находится теплообменное оборудование с регуляторами, обеспечиваю-
щее снабжение квартир и помещений горячей водой в соответствии с
санитарными нормами.
Тепловые магистрали соседних ТЭЦ и котельных для повышения
надежности теплоснабжения соединяют перемычками с запорной армату-
рой, которые позволяют обеспечить теплоснабжение при авариях и реви-
зиях отдельных участков тепловых сетей и источников теплоснабжения.
Таким образом, тепловая сеть города — это сложнейший комплекс тепло-
проводов, источников тепла и его потребителей.
Теплопроводы могут быть подземными и надземными.
Надземные теплопроводы обычно прокладывают по территориям про-
мышленных предприятий и промышленных зон, не подлежащих застройке,
при пересечении большого числа железнодорожных путей, т.е. везде, где
либо не вполне эстетический вид теплопроводов не играет большой роли,
либо затрудняется доступ к ревизии и ремонту теплопроводов. Надземные
теплопроводы долговечнее и лучше приспособлены к ремонтам.
В жилых районах из эстетических соображений используется подзем-
ная прокладка теплопроводов, которая бывает бесканальной и канальной.
При бесканальной прокладке (рис. 3.4) участки теплопровода уклады-
вают на специальные опоры непосредственно на дне вырытых грунтовых
каналов, сваривают между собой стыки, защищают их от воздействия
агрессивной среды и засыпают грунтом. Бесканальная прокладка — самая
дешевая, однако теплопроводы испытывают внешнюю нагрузку от давле-
ния грунта (заглубление теплопровода должно быть 0,7 м), более подвер-
жены воздействию агрессивной среды (грунта) и менее ремонтопригодны.
65
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
При канальной прокладке теплопроводы помещаются в каналы из сбор-
ных железобетонных элементов, изготовленных на заводе. При такой про-
кладке теплопровод разгружается от гидростатического действия грунта,
находится в более комфортных условиях, более доступен для ремонта.
По возможности доступа к теплопроводам каналы делятся на проход-
ные, полупроходные и непроходные. В проходных каналах (рис. 3.5) кроме
трубопроводов подающей и обратной сетевой воды, размещают водопро-
водные трубы питьевой воды, силовые кабели и т.д. Это наиболее дорогие
каналы, но и наиболее надежные, так как позволяют организовать постоян-
ный легкий доступ для ревизий и ремонта без нарушения дорожных покры-
тий и мостовых. Такие каналы оборудуются освещением и естественной
вентиляцией.
Непроходные каналы (рис. 3.6) позволяют разместить в себе только
подающий и обратный теплопроводы,
для доступа к которым необходимо
срывать слой грунта и снимать верх-
нюю часть канала. В непроходных
2
5
0
250
1,2
6
3
5
4
Рис. 3.4. Укладка бесканального теплопро-
вода
Рис. 3.5. Городской коллектор для тепло-
проводов из объемных элементов:
1, 2 — обратный и подающий трубопрово-
ды; 3 — водопровод; 4 — кабели связи; 5 —
силовые кабели; 6 — объемный железобе-
тонный элемент
o
Рис. 3.6. Непроходной канал:
1 — стеновой блок; 2 — блок перекрытия; 3 —
бетонная подготовка
1
3
2
66
ГЛАВА 3
каналах и бесканально прокладыва-
ется большая часть теплопроводов.
Полупроходные каналы (рис. 3.7)
сооружают в тех случаях, когда к теп-
лопроводам необходим постоянный,
но редкий доступ. Полупроходные
каналы имеют высоту не менее
1400 мм, что позволяет человеку
передвигаться в нем в полусогнутом
состоянии, выполняя осмотр и мел-
кий ремонт тепловой изоляции. Мон-
таж трубопровода в полупроходных
каналах показан на рис. 3.8.
Наибольшую опасность для теп-
лопроводов представляет коррозия
внешней поверхно сти, происходя-
щая вследствие воздействия кисло-
рода, поступающего из грунта или
атмосферы вместе с влагой; допол-
нительным катализатором являются
диоксид углерода, сульфаты и хло-
риды, всегда имеющиеся в достаточ-
ном количестве в окружающей среде.
Для уменьшения коррозии тепло-
проводы покрывают многослойной
изоляцией, обеспечивающей низкое
водопоглощение, малую воздухопро-
водность и хорошую теплоизоляцию.
Наиболее полно этим требованием удовлетворяет конструкция,
состоящая из двух труб — стальной (теплопровод) и полиэтиленовой,
Рис. 3.7. Железобетонный полупроходной канал
Рис. 3.8. Монтаж теплопроводов в полу-
проходных каналах
67
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
между которыми размещается ячеистая полимерная структура пенопо-
лиуретана. Последний имеет теплопроводность втрое ниже, чем обычные
теплоизолирующие материалы.
3.4. Раздельная и омбинированная выработ а эле троэнер ии
и тепла. Термодинамичес ое преим щество
омбинированной выработ и
Если для некоторого потребителя, например города, требуются в неко-
торый момент количество электроэнергии Nэ (в единицу времени) и коли-
чество теплоты Q т
, то технически проще всего получить их раздельно.
Для этого можно построить конденсационную ПТУ (рис. 3.9, а) элек-
трической мощностью Nэ с глубоким вакуумом, создаваемым конденсато-
a)
РТС
tк
= 70°C
Bт
15-20 ° C
3
25-30 ° C
КЭС
4
Bэ
Bэ
б)
2
Nэ
pк
= 5кПа
tк
=30°C
1
5
6
6
7
tп.с
= 110°C
Qт
pк
= 200 кПа
tк
= 120°C
Nэ
Qт
110 °C
8
2
ТЭЦ
4
7
1
комб
70 °C
Рис. 3.9. Схемы раздельной (а) и комбинированной (б) выработки тепла и электроэнергии:
1 — энергетический котел; 2 — паровая турбина; 3 — конденсатор; 4 — питательный насос; 5 —
водогрейный котел; 6 — потребитель тепла; 7 — сетевой насос; 8 — сетевой подогреватель
68
ГЛАВА 3
ром, который охлаждается водой. При ее температуре tохл.в
= 15—20 °С
можно получить давление в конденсаторе рк
= 0,04—0,06 ат (3—4 кПа), а
температура конденсирующегося пара будет составлять в соответствии с
рис. 1.2 tк
= 30—35 °С. Кроме того, для производства тепла Q т можно
построить РТС, в водогрейном котле которой циркулирующая сетевая вода
будет нагреваться, например, от 70 до 110 °С. При раздельном производ-
стве тепла Q т и электроэнергии Nэ общее количество теплоты, которое
будет получено из топлива, составит
Q разд
=Q
т
/ηк + Nэ /(ηкηПТУ),
(3.1)
где ηк
—
КПД котлов, составляющий 90—94 %; η ПТУ — КПД конденса-
ционной ПТУ, равный примерно 45 %.
Ту же задачу производства электроэнергии и тепла можно решить по-
другому (рис. 3.9, б). Вме сто конденсатора на КЭС можно установить
сетевой подогреватель, от которого получать количество теплоты Q т
.
Конечно, поскольку нагретая сетевая вода должна иметь, скажем, 110 °С,
то давление в сетевом подогревателе (и за паровой турбиной) должно
быть не 0,05 ат (как в конденсаторе турбины КЭС), а на уровне 1,2 ат
(см. рис. 1.2). При этом давлении образующийся из конденсирующегося
пара конденсат будет иметь температуру примерно 120 °С, что и обеспе-
чит нагрев сетевой воды до 110 °С.
Таким образом, в одной энергетической установке вырабатываются
одновременно электрическая энергия и тепло в требуемых количествах.
Поэтому такое производство тепла и электроэнергии называют комбиниро-
ванным. В последние годы все шире используется еще один эквивалентный
термин — «когенерация» (от англ. — cogeneration). Термины «комбиниро-
ванное производство», «теплофикация» и «когенерация» — синонимы.
Изображенная на рис. 3.9, б установка является не чем иным как простей-
шей ТЭЦ с турбиной с противодавлением (так как давление за ней, как
правило, выше атмосферного).
Расход тепла при комбинированной выработке при тех же Nэ и Q т
составит
Qкомб
= (Qт + Nэ)/ηк
.
(3.2)
В этой формуле, получаемой из (3.1) при η ПТУ = 1, учтено, что теп-
лота, выходящая с паром из турбины, не передается бесполезно охлаж-
дающей воде в конденсаторе, а полностью отдается в сетевом подогрева-
теле тепловому потребителю. При этом не сжигается дополнительное
топливо в водогрейном котле.
Разность количеств теплоты, затраченной на получение электрической
мощности Nэ и тепла Q т при раздельной и комбинированной их выработке
,
(3.3)
Q∆ Qразд Qкомб
–
1
ηПТУ
- -----------
1
–
1
ηк
- ----
χQт
==
69
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
гдеχ=N
э
/Qт
—
очень важная характеристика, называемая выработкой
электроэнергии на тепловом потреблении.
Так как ∆Q = ∆BтQ
сг
, где ∆Вт
—
экономия топлива, а Q сг
—
его теп-
лота сгорания, то экономия топлива при комбинированной выработке
тепла и электроэнергии по сравнению с раздельной составит
.
(3.4)
Так как η ПТУ < 1, то всегда ∆Вт > 0, т.е. при теплофикации всегда воз-
никает экономия топлива. Физическая причина экономии топлива оче-
видна: теплота конденсации пара, покидающего паровую турбину, отда-
ется не охлаждающей воде конденсатора, а тепловому потребителю.
Из (3.4) видно, что чем менее экономична конденсационная паротур-
бинная установка, т.е. меньше η ПТУ, тем эффективнее теплофикация, так
как большее количество теплоты, передававшейся охлаждающей воде
при раздельной выработке, теперь передается сетевой воде.
Экономия ∆В т зависит от соотношения электрической и тепловой мощ-
ностейχ=N
э
/Qт
.
Чем больше Nэ при фиксированном Qт
, тем большая
конденсационная мощность замещается экономичной теплофикационной.
Приведенная на рис. 3.9, б простейшая теплофикационная ПТУ позво-
ляет легко понять преимущество комбинированной выработки. Однако
она имеет существенный недостаток: с ее помощью нельзя произвольно
изменять соотношение между электрической Nэ и тепловой Q т мощнос-
тями . Изменение любой из них приводит к автоматическому изменению
другой и не всегда в соответствии с требованиями потребителей. Чаще
всего ПТУ такого типа используют там, где требуется изменение по опре-
деленному графику только одного параметра, обычно тепловой нагрузки
Qт
, а второй параметр — мощность, будет такой, «какой получится».
Для того, чтобы исключить этот недостаток, теплофикационную тур-
бину выполняют с регулируемым отбором пара нужных параметров и с
конденсацией пара в конце процесса расширения (рис. 3.10). С помощью
регулирующих клапанов РК-1 и РК-2 соответственно перед ЦВД и ЦНД
можно в широких пределах изменять независимо электрическую мощность
и отпуск тепла. Если клапан РК-2 закрыть полностью и направить весь
поступивший в турбину пар в сетевой подогреватель, то турбина будет
работать как турбина с противодавлением и выгода от теплофикации будет
максимальной. Так обычно работают теплофикационные турбины зимой,
когда требуется много тепла. Если, наоборот, открыть полностью РК-2
и закрыть проток сетевой воды через сетевой подогреватель, турбина
Bт
∆
1
Qсг
-------
1
ηПТУ
------- ----
-
1
–
1
ηк
-----
χQт
=
70
ГЛАВА 3
будет работать как конденсационная с максимальной потерей тепла
в конденсаторе. Так обычно работают теплофикационные турбины летом.
Ясно, что экономичность работы турбоустановки с теплофикационной
турбиной зависит от соотношения расходов пара в сетевой подогреватель
и конденсатор: чем оно выше, тем больше экономия топлива.
Таким образом, теплофикация всегда приводит к экономии топлива,
которая в масштабах всей России оценивается примерно в 15 %. Однако
при этом следует помнить, что пар, идущий в сетевой подогреватель,
вырабатывается энергетическим, а не простым водогрейным котлом. Для
транспортировки пара нужны паропроводы большего диаметра на высо-
кие, иногда сверхкритические, параметры пара. Теплофикационная тур-
бина и ее эксплуатация существенно сложнее, чем конденсационная.
В конденсационном режиме теплофикационная турбина работает менее
экономично, чем конденсационная.
Это приводит к тому, что экономиче ски целе сообразным оказывается
иметь в системе электро- и централизованного теплоснабжения и ТЭЦ,
и котельные. При этом надо иметь в виду, что часть структуры этих сис-
тем складывается историче ски, часто с предварительным вводом котель-
ных, которые в дальнейшем играют роль резервных источников тепла.
PK-2
Qт
4
3
5
6
2
7
70 °C
1
ЦНД
5 кПа
Nэ
PK-1
ЦВД
110 °C
Рис. 3.10. Схема отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной:
1 — энергетический котел; 2 — сетевой подогреватель; 3 — конденсатор; 4 — потребитель
тепла; 5 — сетевой насос; 6 — конденсатный насос; 7 — питательный насос
71
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
3.5. Распределение топлива на ТЭЦ
на выработ эле троэнер ии и тепла.
По азатели ачества работы ТЭЦ
Отметим еще одну важную, по существу, финансовую проблему, воз-
никающую для ТЭЦ. ТЭЦ продает потребителям два вида энергии раз-
личной энергетической ценности: тепловую и электрическую, причем их
потребители в общем случае — разные. Объективно существующая эко-
номия топлива при комбинированной выработке электроэнергии и тепла
должна быть разделена и учтена в себестоимости и цене на эти два вида
энергии. Однако сделать это технически невозможно: и тепло, и электро-
энергия вырабатываются общими котлом, турбиной и другим оборудова-
нием ТЭЦ; далее, с одной стороны, без отпуска тепла из отборов турбины
нет экономии топлива, с другой стороны, она отсутствует и без выра-
ботки электроэнергии на тепловом потреблении.
Проблеме как разделить затраты на топливо между выработанными
электроэнергией и теплом, посвящены сотни работ, и единственным их
окончательным результатом стало понимание того, что этого сделать
нельзя.
Начиная с плана ГОЭЛРО и вплоть до 1995 г., использовался так назы-
ваемый «физический» метод, по которому вся экономия топлива относи-
лась к выработанной электроэнергии. При этом получалось, что расход
условного топлива на 1 кВт⋅ч на ТЭЦ составлял 230—250 г/(кВт⋅ч), а на
ГРЭС — 320—350 г/(кВт⋅ч). Это результат не более экономичной работы
ТЭЦ, а способа распределения выгоды от теплофикации. В 1995 г. на ТЭЦ
России были введены методические указания по распределению топлива.
Последствия ввода нового способа представлены на рис. 3.11. Кривая 1
показывает, как уменьшался удельный расход условного топлива на произ-
водство электроэнергии в целом сначала для бывшего СССР, а потом —
для России, причем учитывалась электроэнергия, вырабатываемая
и ГРЭС, и ТЭЦ в соответствии с «физическим» методом. Видно, что в
период 1985—1990 гг. удельный расход условного топлива стабилизиро-
вался на уровне 325—327 г/(кВт⋅ч). В момент распада СССР показатели
по выработке электроэнергии резко улучшились [до 310 г/(кВт⋅ч)] глав-
ным образом за счет исключения из рассмотрения в основном конденса-
ционных мощностей на Украине, в Прибалтике и Белоруссии. Эти пока-
затели существовали вплоть до 1995 г., когда были введены упомянутые
выше методические указания, и в соответствии с ними удельный расход
условного топлива в целом по России скачком вырос до 347 г/(кВт⋅ч).
Конечно, это результат переноса части экономии топлива от теплофика-
ции с электроэнергии на тепло (заметим, что в России примерно поло-
вина электроэнергии вырабатывается ТЭЦ). То, что это так, видно из кри-
вой 2, отражающей изменение удельного тепла для конденсационных
72
ГЛАВА 3
энергоблоков мощностью 300 МВт. Этих энергоблоков методические ука-
зания по распределению выгоды от теплофикации, естественно, не косну-
лись, и после улучшения показателей экономичности в 1990 г. (главным
образом за счет исключения из энергосистемы России пылеугольных
энергоблоков Украины) наблюдается тенденция к ухудшению экономич-
ности, главным образом за счет старения оборудования.
Условность разделения выгоды от теплофикации между электроэнер-
гией и теплом необходимо также учитывать при сравнении интегральных
показателей экономичности различных стран. Если, например, средний
удельный расход условного топлива на ТЭС Японии составляет 310—
315 г/(кВт⋅ч), а в России — 345—350 г/(кВт⋅ч), и разница между ними
равна 35 г/(кВт⋅ч), то в действительности она еще больше, так как в Япо-
нии практически отсутствует теплофикация, а в России примерно поло-
вина электроэнергии производится на ТЭЦ.
Теперь перейдем к показателям, характеризующим экономичность работы
ТЭЦ. Когда в гл. 2 рассматривалась экономичность конденсационной
ТЭС, мы выяснили, что для этой цели используется один показатель —
коэффициент полезного действия нетто (это, по существу, коэффициент
полезного использования топлива) или эквивалентный ему удельный рас-
ход условного топлива. Возможность использования только одного пока-
зателя экономичности для конденсационной ТЭС связана с тем, что ТЭС
отпускает только один вид энергии — электроэнергию.
ТЭЦ отпускает два вида энергии — электриче скую и тепловую.
Поэтому для оценки каче ства работы ТЭЦ необходимо использовать два
показателя.
400
350
300
1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 Годы
1
2
У
д
е
л
ь
н
ы
й
р
а
с
х
о
д
т
о
п
л
и
в
а
,
г
у
.
т
/
(
к
В
т
æ
ч
)
Рис. 3.11. Влияние метода распределения экономии топлива при
комбинированной выработке тепла и электроэнергии на расчет-
ные показатели экономичности:
1 — удельный расход топлива в целом по стране; 2 — то же для энер-
гоблоков мощностью 300 МВт
73
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
Первым показателем является коэффициент полезного использования
теплоты топлива. Если у конденсационных ТЭС России он не превышает
40 %, то для ТЭЦ он может достигать 85 % (а 15 % составляют потери
с уходящими газами энергетических и водогрейных котлов, с конденсацией
той части пара, которая проходит в конденсатор, собственные нужды).
Вторым показателем является выработка электроэнергии на тепло-
вом потреблении χ = N
э
/Qт
.
Ясно, что если, например, две ТЭЦ отпус-
кают одинаковое количество тепла Q т и имеют одинаковый коэффи-
циент использования топлива, то из них лучше та, которая отпускает
больше электроэнергии.
Эти два показателя полностью характеризуют экономичность работы
ТЭЦ.
На практике и в отчетной документации ТЭЦ используют два других
эквивалентных упомянутым выше показателям: привычный нам удельный
расход условного топлива на производство электроэнергии bэ
, г/(кВт⋅ч),
и удельный расход условного топлива на производство 1 Гкал тепла bт
,
кг/Гкал. Для ТЭЦ bт
= 150—170 кг/Гкал. Эти величины подсчитываются
в соответствии с нормативными документами по распределению затрачен-
ного топлива на производство электроэнергии и тепла.
3.6. Устройство ТЭЦ и техноло ичес ий процесс пол чения
орячей сетевой воды
На рис. 3.12 показана упрощенная технологическая схема производ-
ства электроэнергии и тепла на ТЭЦ. Технологии производства электро-
энергии на конденсационной ТЭС и ТЭЦ практически не различаются,
поэтому в этой части рис. 2.2 и 3.12 совпадают. Мало того, когда ТЭЦ не
отпускает тепло (например, летом или сразу же после ввода в эксплуата-
цию, когда тепловые сети еще не готовы), она работает просто как кон-
денсационная ТЭС.
Главное отличие ТЭЦ от ТЭС состоит в наличии на ТЭЦ водонагрева-
тельной (теплофикационной) сетевой установки. Остывшая в теплопри-
емниках тепловой сети обратная сетевая вода поступает к сетевым насо-
сам I подъема СН-I (рис. 3.12). Насосы повышают давление сетевой воды,
исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспе-
чивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Сетевым насосом СН-I
сетевая вода последовательно прокачивается через трубную систему
сетевых подогревателей СП-1 и СП-2. Нагрев сетевой воды в них осуще-
ствляется теплотой конденсации пара, отбираемого из двух отборов
паровой турбины. Отбор пара осуществляется при таких давлениях,
чтобы температура его конденсации в сетевом подогревателе была доста-
точной для нагрева сетевой воды (см. рис. 1.2).
74
ГЛАВА 3
Нагретая в СП-1 и СП-2 сетевая вода поступает к сетевым насосам II
подъема СН-II, которые подают ее в пиковый водогрейный котел ПВК
и обеспечивают ее прокачку через всю или часть (до теплонасосной
станции) тепловой сети. Для нагрева сетевой воды в ПВК в него от ГРП
подается газ, а от дутьевого вентилятора ДВ — воздух. Нагретая до тре-
ЦНД
ЦСД-2
ЦСД-1
ЦВД
CH-I
СП-1
СП-2
СН-II
Обратная сетевая вода
Прямая сетевая вода
ПВКÊ
ДВ
Рис. 3.12. Технологическая схема производства
75
Устройство и функционирование современной ТЭЦ
буемой температуры сетевая вода (прямая) подается в магистраль прямой
сетевой воды и из него — тепловым потребителям.
Второе существенное отличие турбоустановки отопительной ТЭЦ от
ТЭС состоит в использовании не конденсационной, а теплофикационной
паровой турбины — турбины, позволяющей выполнять большие регули-
электроэнергии и тепла на ТЭЦ
ГРП
Газ
76
ГЛАВА 3
руемые отборы пара на сетевые подогреватели, регулируя их давление
(т.е. нагрев сетевой воды и ее расход).
Контрольные вопросы
1. Как осуществляется централизованное теплоснабжение?
2. Какая разница между прямой и обратной сетевой водой?
3. Как устроен водогрейный котел?
4. Что такое теплофикация?
5. Как устроены тепловые сети?
6. В чем преимущество комбинированной выработки электроэнергии и тепла
перед раздельной?
7. В чем состоит «физический метод» распределения экономии топлива при
комбинированной выработке электроэнергии и тепла?
8. Как работает отопительная ТЭЦ?
9. Назовите показатели, которыми характеризуется экономичность работы
ТЭЦ.
10. Что такое выработка электроэнергии на тепловом потреблении и в чем его
физический смысл?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети / Е.Я . Соколов. М. : Издательство МЭИ,
1999.
2. Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки / А.Д . Трухний,
Б.В . Ломакин. — 2-е изд., стереот. М . : Издательский дом МЭИ, 2006.
77
Глава четвертая
УСТРОЙСТВО ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ
МОЩНОЙ ТЭЦ
Содержание
4.1. Схема теплофи ационной станов и ТЭЦ
4.2. Графи тепловой на р з и теплосети и работа
теплофи ационной станов и ТЭЦ
4.3. Устройство сетевых подо ревателей
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
4.1. Схема теплофи ационной станов и ТЭЦ
Одной из главных задач ТЭЦ является нагрев требуемого количества
обратной сетевой воды Wс.в
с температурой tо.с
до температуры прямой
сетевой воды tп.с
. Таким образом, режим работы ТЭЦ по отпуску тепла с
сетевой водой диктуется потребителем тепла — тепловой сетью — и дол-
жен в неукоснительном порядке выполняться ТЭЦ.
Нагрев сетевой воды на ТЭЦ до одной и той же температуры tп.c
можно осуществить разными способами.
Самый простой, но и самый неэкономичный способ — это нагрев воды
с помощью редукционно-охладительных установок (РОУ). Часть свежего
пара, поступающего к каждой паровой турбине, редуцируется в РОУ
и направляется в сетевой подогреватель (СП), где, конденсируясь, передает
теплоту конденсации сетевой воде. По существу, в этом случае на ТЭЦ
параллельно с паровой конденсационной турбиной как бы установлена
котельная с дорогостоящим энергетическим паровым котлом на высокие
параметры пара, иногда сверхкритического давления, с дорогостоящей
РОУ, арматурой и теплообменником. Поэтому такой способ нагрева сете-
вой воды должен использоваться только в крайнем случае, например, при
выводе из работы паровой турбины и необходимости выработки тепла.
Другим способом является использование теплоты конденсации пара
низкого давления, отбираемого из турбины после того, как он прошел
бóльшую ее часть и выработал механическую энергию. Однако и при
этом необходимо отбирать пар достаточно высокого давления, особенно
для получения необходимой температуры прямой сетевой воды. Поэтому
в большинстве случаев для нагрева сетевой воды на ТЭЦ используется
теплофикационная установка, принципиальная тепловая схема которой
78
ГЛАВА 4
в условных обозначениях показана на рис. 4.1. В состав теплофикацион-
ной установки входят:
сетевые подогреватели;
система насосов, обеспечивающая циркуляцию сетевой воды через
теплофикационную установку и теплосеть (или ее часть);
паропроводы отопительных отборов, снабжающие сетевые подогрева-
тели паром из турбины;
4
5
3
1
2
11
6
7
6
8
15
9
10
13 14
12
2
∼
∼
ЦНД
Пар
ПВК
СН-II
СП-2
СП-1
СН-I
От соседних
установок
Прямая
сетевая вода
Обратная
сетевая вода
В систему регенерации
ХВО
Д
Рис. 4.1. Принципиальная схема теплофикационной установки и ее включение в общую
схему подогрева сетевой воды на ТЭЦ:
1 — насос сырой воды, подающий ее на химводоочистку; 2 — паропроводы отбора пара из
турбины в сетевые подогреватели; 3 — нагретая охлаждающая вода в градирню (или водоем);
4 — переключаемый отсек; 5 — регулирующий клапан, определяющий отбор пара в сетевыe
подогреватели; 6 — обводные задвижки; 7 — напорный коллектор прямой сетевой воды; 8 —
насос откачки конденсата греющего пара; 9 — коллектор обратной сетевой воды; 10 — ваку-
умный (или атмосферный) деаэратор подпиточной воды; 11 — предохранительный клапан;
12 — циркуляционный насос; 13 — основной пучок конденсатора; 14 — встроенный пучок;
15 — подпиточный насос
79
Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ
система эвакуации конденсата греющего пара из сетевых подогрева-
телей;
система удаления неконденсирующихся газов из сетевых подогревате-
лей, препятствующих хорошей передаче теплоты от конденсирующегося
пара к сетевой воде.
На современных ТЭЦ для нагрева сетевой воды обычно используются
два сетевых подогревателя, через которые нагреваемая сетевая вода про-
ходит последовательно. Сначала она входит в «нижний» подогреватель
СП-1, в который поступает пар «ниже по течению» в турбине, т.е. при
меньшем давлении, а затем — в «верхний» сетевой подогреватель СП-2,
в который поступает пар с бóльшим давлением. При работе двух сетевых
подогревателей реализуется двухступенчатый нагрев сетевой воды,
который более экономичен, чем одноступенчатый (т.е. с использованием
только одного сетевого подогревателя — верхнего).
Обратная сетевая вода из магистральных трубопроводов различных
районов города подается в один или несколько станционных коллекторов
9 обратной сетевой воды. Из этого коллектора питаются все водонагрева-
тельные установки ТЭЦ, каждая из которых работает от своей турбины.
В конечном счете, все водонагревательные установки работают на один
или несколько напорных коллекторов 7 прямой сетевой воды, откуда она
разводится на отопление районов города.
Сетевая вода из магистрали обратной сетевой воды ТЭЦ сетевыми
насосами I первого подъема СН-I подается к нижнему сетевому подогре-
вателю СП-1, который питается паром из выходного патрубка ЦВД (это
нижний теплофикационный отбор). В некоторых режимах сетевую воду
можно предварительно подогреть в так называемом встроенном (тепло-
фикационном) пучке 14 конденсатора.
Конденсатор теплофикационной турбины отличается от конденсатора
турбины конденсационной тем, что в нем выделено определенное число
охлаждающих трубок с отдельным подводом и отводом охлаждающей
(или нагреваемой) воды. В зимний период, когда требуется большое
количе ство тепла, регулирующий клапан 5 перед ЦНД турбины закры-
вают почти полностью, для того чтобы почти весь поступающий в тур-
бину пар направить в сетевые подогреватели. Однако для того, чтобы
рабочие лопатки ЦНД не разогрелись до недопустимой температуры от
трения о неподвижную плотную паровую среду, через ЦНД пропускают
небольшое количество пара. Во встроенный пучок направляют неболь-
шое количество сетевой или подпиточной воды теплосети, а в трубки
основного трубного пучка 13 циркуляционная охлаждающая вода не пода-
ется. Конденсирующийся на трубках встроенного пучка пар передает свою
теплоту конденсации сетевой воде. Конденсатор в таком режиме рабо-
тает как подогреватель сетевой воды.
Продолжим рассмотрение схемы, показанной на рис. 4.1. После СП-1
сетевая вода, если ее температура соответствует требованию температур-
ного графика тепловой сети, через байпасные линии (через задвижку 6)
80
ГЛАВА 4
сетевыми насосами II второго подъема СН-II направляется в напорную
магистраль 7 прямой сетевой воды ТЭЦ. Если нагрев воды недостаточен,
то сетевая вода подается в СП-2, обогреваемый паром с бóльшим давле-
нием и соответственно с более высокой температурой конденсации.
В большинстве случаев сетевая вода, пройдя через оба подогревателя,
нагреется до 100—110 °С. Поэтому при необходимости иметь еще более
высокую температуру сетевой воды, например в очень холодное время, ее
после нагрева в двух подогревателях направляют в ПВК. В нем сжигается
дополнительное топливо, и вода нагревается до 140—200 °С в соответст-
вии с потребностями конкретного теплового графика.
Паропроводы 2 отопительных отборов подают пар из турбины в подогре-
ватели. Главное требование к ним — малое гидравлическое сопротивление.
Поэтому их выполняют в большом количестве (обычно один-четыре),
большого диаметра (вплоть до 1300 мм), минимальной протяженности
(сетевые подогреватели размещают прямо под турбиной) и с минималь-
ным числом арматуры.
Конденсат греющего пара СП-2 (см. штриховую линию на рис. 4.1)
по каскадной схеме сбрасывается в СП-1, а из него с помощью сливного
насоса 8 он закачивается в систему регенерации.
К сожалению, в тепловых сетях теряется определенное количество
сетевой воды. Поэтому на ТЭЦ устанавливается специальная подпиточ-
ная установка теплосети (рис. 4.1). Сырая вода из сливного водовода 3
конденсатора группой параллельных насосов 1 подается к химводоочи-
стке ХВО, а из нее — в специальный вакуумный (или атмосферный)
деаэратор 10. Греющей средой в деаэраторе является сетевая вода, нагре-
тая в СП-1 и СП-2. Поскольку давление сетевой воды составляет 0,8 МПа,
а температура — 60 —100 °С, то при ее подаче в деаэратор, находящийся
под вакуумом, она вскипает. Образующийся пар нагревает химически очи-
щенную воду до температуры насыщения, при которой выделяются раство-
ренные газы. Затем очищенная и деаэрированная вода подпиточными насо-
сами 15 подается в коллектор 9 обратной сетевой воды ТЭЦ, к которому
параллельно подсоединяются подпиточные установки, описанные выше.
4.2. Графи тепловой на р з и теплосети
и работа теплофи ационной станов и ТЭЦ
Работа теплофикационных установок ТЭЦ осуществляется в соответст-
вии с графиком потребности в тепле отапливаемого района (рис. 4.2, а).
Чем ниже температура наружного воздуха
, тем выше разность темпе-
ратур внутри помещений и снаружи и тем больше тепла уходит в окру-
жающую среду. При проектировании ТЭЦ максимально возможную
потребность в тепле Q т
макс
оценивают не по фактически возможной
минимальной температуре воздуха в конкретном регионе, а по некоторой
t н.в
81
Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ
условной так называемой минимальной расчетной температуре наруж-
ного воздуха
, которая выше, чем фактиче ски возможная в конкрет-
ном районе. Возможный дефицит в тепле сглаживается кратковременно-
стью фактиче ских очень низких температур воздуха и аккумулирующей
способностью зданий. Минимальная расчетная температура
опреде-
2000
Qв
Qн
tн.в
р
B
C
a)
б)
+20
+10
–10
–20
–10
–20
0
0
H
+20
+10
2000
3000
4000
5000
tо.с
р
K
F
0
50
100
150
Dtн
Dtв
DtПВК
1600
1200
800
400
0
200
QПВК
Qт
, ГДж/ч
Qт
макс
t, °C
A
QПВК
∆tПВК
∆tв
∆tн
Qв
Qн
tн.в
tп.с
t
п
.
с
t
о
.
с
tн.в
,°C
tн.в
,°C
Wс.в
, т/ч
В1
Qбыт
В
С
D
р
tн.в
tн.в
tн.в
р
tо.с
р
tп.с
р
Q
н
м
а
к
с
Q
в
м
а
к
с
Q
П
В
К
м
а
к
с
мин
Wс.в
мин
Wс.в
Wс.в
макс
G
H
СП-2
ПВК
Е
K
N
M
F
Рис. 4.2. Потребление тепла (а) и температурный график теплосети (б)
t н.в
p
t н.в
p
82
ГЛАВА 4
ляется климатиче скими условиями и составляет, например, для Мо сквы
–25 °С, для г. Томска –40°С.
По мере повышения tн.в
разность температур в помещении и в окру-
жающей среде и потребность в тепле уменьшаются (линия АВ на
рис. 4.2, а). При tн.в
> +20 °С уже требуется не обогрев зданий, а конди-
ционирование помещений. Однако на практике отопление жилых и обще-
ственных зданий отключают при снижении tн.в
до некоторого меньшего
значения [обычно +(8—10) °С] и сохранении ее в течение 3 сут. В этот
момент (точка В на рис. 4.2, а) отопительная нагрузка уменьшается до
нуля (отрезок ВD). Однако бытовая тепловая нагрузка (горячее водоснаб-
жение) Q быт
—
круглогодична, поэтому реальная потребность в тепле
уменьшается до значения Q быт и сохраняется примерно постоянной при
любой температуре наружного воздуха (отрезок СЕ).
Таким образом, при имеющейся структуре конкретного района, обслу-
живаемого конкретной ТЭЦ, температура наружного воздуха tн.в
опреде-
ляет то количество тепла, которое ТЭЦ должна отпустить с сетевой водой:
Qт
= cWс.в
(tп.с
–
tо.с
),
(4.1)
гд е с = 4,19 кДж/(кгæК) — теплоемкость сетевой воды; Wс.в
—
ее расход.
Максимальный отпуск тепла ТЭЦ
Q тмакс
=c
,
(4.2)
где
—
расход сетевой воды при максимальном отпуске тепла;
и
—
так называемые расчетные температуры прямой и обратной сете-
вой воды, соответствующие максимальному отпуску тепла (см. рис. 4.2, б).
Как видно из соотношения (4.2), одно и то же количество тепла Qт
макс
может быть получено при различных соотношениях
,
и
.
При увеличении
сокращаются расходы сетевой воды
и элект-
роэнергии на ее перекачку по трубопроводам теплосети, сснижаются диа-
метры трубопроводов и, следовательно, капитальные вложения в тепло-
сеть. Однако для увеличения
требуется большее давление пара,
отбираемого из турбины, что приводит к уменьшению вырабатываемой
ею электрической мощности. Поэтому имеется оптимальное значение
расчетной температуры
прямой сетевой воды, которая зависит
от региона и, например, для Москвы, как показывают расчеты, находится
на уровне
= 150 °С (см. рис. 4.2, б).
Wс.в
макс
t п.с
p
t о.с
p
–
()
Wс.в
макс
t п.с
p
t о.с
p
Wс.в
макс
t п.с
p
t о.с
p
t п.с
p
Wс.в
макс
t п.с
p
t п.с
p
t п.с
p
83
Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ
Расчетная температура обратной сетевой воды
также не может
быть произвольной и выбирается в пределах 50—70 °С. Если, например,
= 150оС,а
= 70 °С, то говорят, что ТЭЦ работает по темпера-
турному графику теплосети 150—70 °С, нагревая воду на 80 °С.
Выбранные значения
и
однозначно определяют [см. соотноше-
ние (4.2)] тот расход сетевой воды
, который необходимо подать
в тепловую сеть для отпуска теплоты
:
.
(4.3)
При снижении тепловой нагрузки с увеличением tн.в
(рис. 4.2, а) рас-
ход сетевой воды
поддерживают неизменным. Поэтому нагрев
воды в водонагревательной установке ТЭЦ
(4.4)
уменьшается вместе со снижением Qт
.
Следовательно, зависимости
tп.c
(t н.в
)иto.c
(tн.в
) — нисходящие прямые, и они должны пересечься в той
точке на оси абсцисс, в которой температуры tп.c
и to.c
одинаковы и равны
температуре в помещениях, т.е. при tн.в
= 18 ÷ 20 °С. Однако tп.c
не может
опускаться до столь низких значений, так как она используется не только
для отопления, но и для бытовых нужд. Вода для бытовых нужд должна
иметь температуру 60—65 °С. Ее получают нагревом водопроводной
воды в водо-водяных теплообменниках, используя в качестве греющей
среды прямую сетевую воду. Поэтому минимальное значение
(см. рис. 4.2, б) должно составлять 70—75 °С, а график температуры пря-
мой сетевой воды tп.c
(tн.в
) приобретает вид ломаной FGH с горизонталь-
ным участком GH. Аналогичный вид имеет и график to.c
(tн.в
).
Резюмируем наши долгие рассуждения, необходимые для понимания
того, какие задачи по подогреву сетевой воды стоят перед ТЭЦ и как они
решаются.
Летом отапливать помещения нет необходимости. Однако необходи-
мость в горячей воде остается. Поэтому ТЭЦ отпускает небольшое коли-
чество воды (в нашем примере на рис. 4.2, б — 2200 т/ч) с температурой
60 °С. Нагрев этой воды осуществляется только в нижнем сетевом
подогревателе СП-1 (см. рис. 4.1). Прямая сетевая вода с температурой
70—65 °С поступает в теплообменники тепловых узлов, расположенных
t о.с
p
t п.с
p
t о.с
p
t п.с
p
t о.с
p
Wс.в
макс
Qт
макс
Wс.в
макс
Qт
макс
ct
п.с
p
t о.с
p
–
()
----- ---------------- -------
=
Wс.в
макс
tс.в
∆
tп.с
tо.с
–
Qт
cW
с.в
---- -------
==
t п.с
мин
84
ГЛАВА 4
в жилых кварталах. В этих теплообменниках горячая сетевая вода нагре-
вает обычную водопроводную воду и с температурой 30 °С возвращается
на ТЭЦ. Нагретая водопроводная вода используется в бытовых целях
и сливается в канализацию.
С приближением осени температура наружного воздуха уменьшается,
в помещениях становится холоднее, и поэтому при температуре +10 °С
(см. рис. 4.2, а) включается отопление зданий. При этом температуры tп.c
и tо.c
оставляют неизменными, а расход сетевой воды резко увеличивают,
так как ее необходимо использовать для нагрева воды, циркулирующей
в радиаторах отопления наших домов. Этот процесс изображается отрез-
ком СВ на рис. 4.2, а.
При дальнейшем снижении температуры наружного воздуха тепло-
съем со зданий увеличивается, потребность в тепле растет (отрезок ВВ1),
поэтому расход сетевой воды повышают до максимального значения
(в нашем случае
= 5400 т/ч).
Дальнейшее повышение теплопроизводительности водоподогрева-
тельной установки при снижении tн.в
и поддержание требуемого темпера-
турного графика сети по линии GK в соответствии с (4.1) возможно
только увеличением tп.c
, т.е. повышением давления в подогревателе СП-1
или дополнительным подключением верхнего СП-2. Рациональнее оказы-
вает второе: при температуре
подключается СП-2. Давление в нем
выше, чем в СП-1, и поэтому выходящая из него сетевая вода будет иметь
бóльшую температуру.
При температуре
= –5 °С подключают ПВК и, увеличивая его
тепловую нагрузку, повышают температуру прямой сетевой воды вплоть
до 150 °С.
Линия GM на рис. 4.2, б показывает, как изменяется температура сете-
вой воды за нижним сетевым подогревателем при подводе к ней постоян-
ного количе ства теплоты Q н (см. рис. 4.2, а). Аналогичным образом
по линии KN изменяется температура за верхним сетевым подогревате-
лем.
При расчетной температуре
в тепловую сеть отпускается макси-
мальное количество тепла
, полученное в нижнем
, верхнем
сетевых подогревателях и в ПВК
:
.
Тепло
отпускается с паром из отборов, который
выработал электроэнергию. Это «теплофикационное» тепло. Тепло
Wс.в
макс
t н.в
СП-2
t н.в
ПВК
t н.в
p
Qт
макс
Qн
макс
Qв
макс
Q ПВК
макс
Qт
макс
Qн
макс
Qв
макс
Q ПВК
макс
++
=
Q отб
макс
Qн
макс
Qв
макс
+
=
Q ПВК
макс
85
Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ
получено в водогрейном котле за счет сжигания дополнительного топ-
лива. Отношение
αТЭЦ =
называется коэффициентом теплофикации ТЭЦ.
4.3. Устройство сетевых подо ревателей
Назначение сетевого подогревателя состоит в нагреве заданного коли-
чества сетевой воды до заданной температуры. Принцип его работы
ничем не отличается от принципа работы поверхностного конденсатора.
Разница состоит, прежде всего, в том, что в конденсаторе холодный теп-
лоноситель (циркуляционная вода) служит для конденсации пара, поки-
дающего турбину, и создания низкого давления на выходе из турбины, а в
подогревателе осуществляется нагрев сетевой воды до заданной темпера-
туры за счет теплоты конденсации пара при давлении, которое обеспечи-
вает необходимую температуру конденсации. Другое существенное отли-
чие сетевого подогревателя от конденсатора состоит в условиях работы:
параметрах нагреваемой среды и греющего пара. В конденсаторе циркуля-
ционная вода нагревается на 10—15 °С, и температура ее на выходе из кон-
денсатора в самом неблагоприятном случае составляет 40—50 оС. После
подогревателей температура достигает 100—110 °С, а после дополни-
тельного нагрева в ПВК — 140—150 °С. Для того чтобы сетевая вода
не закипела, ее давление с учетом необходимого запаса должно быть
не менее 8 ат (0,8 МПа). Давление циркуляционной воды в конденсаторе
существенно ниже и определяется только необходимостью преодолеть
гидравлическое сопротивление конденсатора и (при установке градирни)
поднять ее до сопл разбрызгивающего устройства градирни и обеспечить
ее распыл. Давление поступающего в конденсатор пара не превышает
10—12 кПа, в то время как для обеспечения нагрева сетевой воды требу-
ется температура конденсации, соответствующая давлению 2,5—3 ат
(250—300 кПа). Таким образом, по параметрам теплоносителей сетевые
подогреватели работают в существенно более сложных условиях, чем кон-
денсаторы. Зато объемные расходы теплоносителей, поступающих в подо-
греватели, существенно ниже и, как результат, их габаритные размеры зна-
чительно меньше, чем конденсаторов (хотя в абсолютных цифрах это
громадные аппараты).
Теплофикационная турбина с одним сетевым подогревателем пред-
ставляет собой как бы две турбины с двумя конденсаторами: конденсаци-
онный поток пара проходит через всю турбину и затем в конденсатор,
а теплофикационный — только через часть турбины и в сетевой подогрева-
тель, который играет роль конденсатора. Отсюда следует роль сетевого
подогревателя: она зависит от соотношения значений конденсационного
и теплофикационного потоков пара и от работоспособности теплофика-
ционного потока. Поскольку работоспособность теплофикационного
потока существенно меньше, чем конденсационного, так как давление
Q отб
макс
Qт
макс
⁄
86
ГЛАВА 4
за первым больше, то даже небольшое изменение давления в камере
отбора турбины приводит к существенному изменению работоспособно-
сти пара, мощности и экономичности теплофикационного потока. Осо-
бенно велико влияние давления в отборе при работе в чисто теплофика-
ционном режиме, когда теплофикационная турбина работает как турбина
с противодавлением.
На турбинах современных ТЭЦ обычно используют ступенчатый
подогрев сетевой воды в нескольких сетевых подогревателях, обычно
в двух. В такой турбине протекает как бы три потока пара: два теплофи-
кационных и один конденсационный
Для теплофикационных установок ТЭЦ выпускают сетевые подогре-
ватели двух типов: вертикальные (ПСВ) и горизонтальные (ПСГ).
Вертикальные сетевые подогреватели выпускаются Саратовским
заводом энергетического машиностроения, имеют площадь поверхности
теплообмена вплоть до 500 м2. Ими комплектуются теплофикационные
установки некоторых турбин ЛМЗ.
Для теплофикационных установок мощных турбин используются ПСГ,
площади поверхности теплообмена которых достигают 5000 м2. Они
выпускаются турбинными заводами.
Типичная конструкция ПСВ показана на рис. 4.3. Он представляет
собой вертикальный цилиндрический сосуд, в котором смонтирована
трубная система, омываемая снаружи греющим паром; внутри трубной
системы движется сетевая вода. Подогреватель состоит из двух основных
элементов: цилиндрического корпуса с днищем и вставляемой в него
трубной системы. Трубная система скомпонована из прямых трубок,
завальцованных в трубные доски так же, как это делается в конденсато-
рах. Верхняя трубная доска одновременно является фланцем крепления
всей системы к корпусу подогревателя. К трубным доскам шпильками
прикреплены водяные камеры: верхняя и нижняя.
Подвод и отвод сетевой воды осуществляется через верхнюю водяную
камеру. Нижняя водяная камера является поворотной. Соответствующей
установкой перегородок в водяных камерах подогреватель выполняют
двух- или четырехходовым по сетевой воде. Нижняя трубная доска имеет
диаметр меньший, чем диаметр корпуса подогревателя, и поэтому вся
трубная система вместе с нижней водяной мерой свободно расширяется
относительно корпуса подогревателя из-за различных температур и коэф-
фициентов температурного расширения материалов трубок и корпуса.
На трубные доски действует перепад давлений сетевой воды и грею-
щего пара, достигающий 1 МПа. Поэтому с учетом большой площади они
подвержены огромным усилиям, для восприятия которых устанавлива-
ются анкерные связи, скрепляющие трубную доску и крышку водяной
камеры. Между трубными досками также устанавливают анкерные связи
в виде трубок, назначение которых состоит в организации движения пара
в межтрубном пространстве пучка. К этим анкерным связям электросвар-
87
Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ
кой крепятся промежуточные трубные доски, представляющие собой сег-
менты площадью чуть больше половины круга. Промежуточные трубные
доски обеспечивают поперечное обтекание паром всей поверхности трубок
и предотвращают их опасные колебания. К анкерным связям крепят также
пароотбойный щиток, расположенный со стороны входа пара. Он препятст-
вует эрозии трубок каплями влаги, содержащимися в паре, и способствует
равномерной раздаче пара по всему периметру трубного пучка.
Пар, поступающий в подогреватель через входной патрубок (на рис. 4.3
входной паровой патрубок и патрубки для входа и выхода сетевой воды
Л
7
6
М
М
5
4
3
Ж
Г
9
8
2
1
7
7
6
3
4
3
7
0
A
Б
B
3⁄4530
3⁄41640
K
Л
M–M
11
10
5
Д
И
Рис. 4.3. Общий вид вертикального сетевого подогревателя ПСВ-500-14-21:
А — вход сетевой воды; Б — выход сетевой воды; В — вход греющего пара; Г — выход конден-
сата греющего пара; Д — подвод конденсата греющего пара из подогревателя с более низким дав-
лением; Ж — отвод парогазовой смеси; И — подсоединение водоуказательного прибора; К —
подсоединение дистанционного указателя уровня; 1 — конденсатосборник; 2 — анкерные связи
вводяныхкамерах;3 — корпус; 4 — промежуточные трубные доски; 5 — анкерные связи в паро-
вом пространстве; 6 — верхняя трубная доска; 7 — верхняя водяная камера; 8 — нижняя трубная
доска; 9 — нижняя водяная камера; 10 — пароотбойный щиток; 11 — трубный пучок
88
ГЛАВА 4
изображены с транспортными заглушками, которые отрезаются при мон-
таже на ТЭЦ), движется, конденсируясь, зигзагами по направлению к зоне
отсоса паровоздушной смеси. Образующийся конденсат стекает в конден-
сатосборник, откуда он направляется или в подогреватель с меньшим
давлением, или в систему регенерации турбины.
В качестве примера конструкции горизонтального сетевого подогре-
вателя рассмотрим четырехходовой подогреватель ПСГ-1300-3 -8 -I с пло-
щадью поверхности 1300 м 2 для турбины Т-50-12,8 ТМЗ.
На рис. 4.4 показан ПСГ в условном положении, повернутом относи-
тельно горизонтальных опор на 67о30′, позволяющем понять конструк-
цию ПСГ в общих чертах. Он состоит из стального цилиндрического кор-
12
3
45
4
6
278
Б
А
Ось
корпуса
Ось водяных
камер
Ось
корпуса
Ось водяных
камер
9
а)
~5180
(Условно повернуто относительно опор на 67°30¢)
2
5
0
0
90
Б
A
3
2
3
0
1
8
3
0
б)
в)
9
9
Рис. 4.4. Продольный разрез горизонтального сетевого подогревателя:
а — вид на корпус при вертикальном положении осей патрубков входа пара; б — вид на зад-
нюю водяную камеру; в — вид на переднюю водяную камеру; 1 — передняя водяная камера;
2 — трубные доски; 3 — компенсатор; 4 — паровпускные патрубки; 5 — промежуточные труб-
ные доски; 6 — корпус; 7 — задняя водяная камера; 8 — крышка задней водяной камеры; 9 —
перегородки в водяных камерах
89
Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ
пуса, к основаниям которого приварены трубные доски, закрытые
водяными камерами. Для компенсации взаимных температурных расши-
рений трубок, завальцованных в трубные доски, и корпуса установлен
линзовый компенсатор.
Пар в ПСГ поступает через два патрубка (транспортные заглушки,
показанные на патрубках на рис. 4.4, при монтаже срезаются и к патруб-
кам привариваются паропроводы, идущие от турбины). В патрубках уста-
новлены специальные концентрические воронки, обеспечивающие равно-
мерную раздачу пара по длине трубного пучка. Для исключения
вибрации трубок используются три промежуточных трубных доски.
На рис. 4.4 на видах Б и А штриховыми линиями показаны перегородки
в трубных досках, обеспечивающие четырехходовую схему движения
сетевой воды.
На рис. 4.5 показаны отдельно перегородки в водяных камерах, позво-
ляющие понять схему движения сетевой воды. Знаком «плюс» обозначено
направление движения от нас, а точкой — к нам. Сетевая вода поступает
в сектор abc и совершает ход I, двигаясь к задней водяной камере. Гори-
зонтальная перегородка dbe заставляет воду повернуть на 180° и двумя
потоками через секторы трубок abd и cbe совершить ход II. Развернув-
шись на 180°, сетевая вода двумя потоками совершает ход III по трубкам,
расположенным в секторах dbm и nbe. Эти потоки сливаются в задней
камере и, совершая ход IV, поступают в сектор mbn. И из нее нагретая
сетевая вода направляется или в следующий подогреватель, или в ПВК,
или в тепловую сеть.
На рис. 4.6 показан ПСГ в рабочем положении, когда по условию ком-
поновки под турбиной оси пароподводящих патрубков располагают
наклонно.
Трубный пучок имеет радиальную компоновку. Поступающий пар
встречает сопротивление в виде труб-
ного пучка и поэтому обтекает его
и движется радиально к центру. Затем
пар, в котором вследствие его конденса-
ции увеличивается концентрация воз-
духа, поступает на трубки так называе-
мого воздухоохладителя, куда, как
видно из рис. 4.6, подается сетевая
вода самой низкой температуры. Это
способствует более полной конденса-
ции пара из паровоздушной сме си.
1
2
3
4
m
d
a
b
c
e
n
Ход IV
Ход III
Ход III
Ход II
Ход II
Ход I
Рис. 4.5. Схема движения воды в четырехходо-
вом горизонтальном сетевом подогревателе
(римские цифры — ходы сетевой воды):
1 — выходной патрубок; 2 — перегородки во вход-
ной водяной камере; 3 — перегородки в задней во-
дяной камере; 4 — входной патрубок сетевой воды
90
ГЛАВА 4
Рис. 4.6. Общий вид подогревателя ПСГ-1300-3 -8-1 в рабочем положении:
а — вид на корпус со стороны патрубков входа пара; б — вид со стороны задней водяной камеры;
в — разрез по трубному пучку; А — вход сетевой воды; Б — выход сетевой воды; В — вход грею-
щего пара; Г — отвод конденсата греющего пара; Е — подвод парогазовой смеси; Ж — отвод па-
рогазовой смеси; И — подсоединение водоуказательного прибора; К — подсоединение дистанци-
онного указателя уровня; 1 — опора подогревателя; 2 — промежуточные трубные доски; 3 — зад-
няя водяная камера; 4 — крышка задней водяной камеры; 5 — конденсатосборник; 6 — воронки
слива конденсата в конденсатосборник; 7 — воздухособирающий жолоб; 8 — воздухоохладитель;
9 — трубный пучок; 10 — корпус; 11 — паронаправляющие перегородки
A
2
Б
А
A
Г
1
5
1
34
3000
6100
7500
а)
б)
в)
А-А
Б
Б
В
В
10 11
9
8
7
Ж
Е
6
И
К
5
A
Б
Сигнал
«Уровень» недопустим
Сигнал «Уровень»
высок
91
Устройство теплофикационной установки мощной ТЭЦ
Пройдя воздухоохладитель, паровоздушная смесь направляется либо в ПСГ
с меньшим давлением, либо в специальный охладитель выпара, где утили-
зируется его теплота конденсации.
Трубный пучок ПСГ радиальными продольными листами разделяется
на отдельные секции. Листы, во-первых, направляют пар к центру
на вход в пучок воздухоохладителя, во-вторых, перехватывают образо-
вавшиеся капли и струи конденсата и направляют их к конденсатосбор-
нику.
Водяные камеры имеют лазы, закрытые люками. Их число соответст-
вует числу камер, образованных разделительными перегородками. Лазы
позволяют определить поврежденные трубки, через которые сетевая вода
попадает в пароконденсатный тракт турбоустановки с серьезными послед-
ствиями и для надежности, и для экономичности. Поэтому поврежденные
трубки заглушают пробками, что уменьшает поверхность конденсации
и экономичность работы турбоустановки. При достаточно большом числе
заглушенных трубок их заменяют на новые.
Подогреватель имеет две опоры. Опора, расположенная у передней
водяной камеры, является неподвижной. Подогреватель расширяется
от нее в сторону задней водяной камеры.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные элементы теплофикационной установки ТЭЦ.
2. Какой цели на ТЭЦ служит подпиточная установка теплосети?
3. Что представляет собой температурный график теплосети и для чего он необ-
ходим?
4. На каком принципе основана работа сетевого подогревателя?
5. В сетевой подогреватель подается пар с давлением 2 ат и температурой
140 °С. До какой температуры можно нагреть в нем сетевую воду?
6. Как устроен сетевой подогреватель?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети / Е.Я . Соколов. М. : Издательство МЭИ,
1999.
2. Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: учебное посо-
бие для вузов / А.Д. Трухний, Б.В . Ломакин. — 2-е изд., стереотип. М . : Издательский
дом МЭИ, 2006.
92
Глава пятая
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ТОПЛИВО И ЕГО СЖИГАНИЕ
Содержание
5.1. Виды ор аничес о о топлива
5.2. Газообразное топливо
5.3. Жид ое топливо
5.4. Сжи ание природно о аза и маз та
5.5. Твердое топливо
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
5.1. Виды ор аничес о о топлива
Органическим топливом являются органические вещества, способные
вступать в реакцию с кислородом с выделением большого количества теп-
лоты.
В зависимости от агрегатного состояния органическое топливо
делится на газообразное, жидкое и твердое, а те, в свою очередь —
на естественное и искусственное (табл. 5.1).
За счет органического топлива происходит удовлетворение почти 80 %
потребности людей в энергии. Доля такого топлива в балансе мировой
энергетики несколько ниже и составляет около 65 %, из которых 39 %
приходится на уголь, 16 % — на природный газ и 9 % — на жидкое топ-
ливо. По прогнозам Международного энергетического агентства к 2020 г.
Таблица 5.1
Классификация органического топлива
Топливо
Естественное топливо
Искусственное топливо
Газообразное Природный газ
Генераторный, коксовый и
доменный газы, продукты перегонки
нефти, газ подземной газификации,
синтез-газ
Жидкое
Нефть
Продукты переработки нефти:
бензин, керосин, соляровое масло,
мазут
Твердое
Ископаемое топливо: торф, бурый
уголь, каменный уголь, антрацит,
сланец.
Растительное топливо: дрова,
древесные отходы, биомасса
Древесный уголь, кокс, полукокс,
углебрикеты, отходы
углеобогащения
93
Энергетическое топливо и его сжигание
доля органического топлива для производства энергии может возрасти
с80до90%.
Под энергетическим топливом, сжигаемым на ТЭС, подразумевается
органическое топливо, которое экономически целесообразно использо-
вать для получения теплоты в больших количествах. Под экономической
целесообразностью понимается не только стоимость топлива с учетом его
доставки к потребителю, но и такие аспекты, как: запасы топлива, ста-
бильность теплотехнических параметров (теплоты сгорания, содержания
балласта, состава золы и ее температурных характеристик), последствия
эксплуатации на нем оборудования (износ, коррозия, интенсивность
загрязнения поверхностей нагрева), экологические показатели по выбросам
оксидов азота, серы и частиц золы в атмосферу, затраты на подготовку топ-
лива к сжиганию, возможность использования в иных отраслях и др.
В настоящее время в энергетике России сложилась сложная ситуация,
обусловленная тем, что с начала 70-х годов XX в. энергоснабжение в
стране оказалось ориентированным в основном на один вид топлива —
природный газ.
К 2000 г. доля выработки электроэнергии при сжигании газа и мазута
составляла 70 % (потребление газа 125 млрд м3 в год), а при сжигании
угля — 26 % (125 млн т). Практически на одном из крупнейших котло-
строительных заводов ЗиО (г. Подольск), специализировавшемся на выпуске
котлов для пылеугольных блоков, было свернуто производство нового обо-
рудования, несмотря на то, что Россия является пятой страной в мире
по добыче угля (300 млн т), уступая только Китаю, США, Индии и Авст-
ралии.
По разведанным запасам угля наша страна занимает третье место в мире
после США и Китая. В недрах России сосредоточено 4,5 трлн т прогноз-
ных ресурсов, а разведанные запасы угля по всем категориям составляют
279 млрд т, из которых 198,1 млрд т приходится на коксующиеся и энер-
гетические угли (рис. 5.1). Для сравнения, в Англии доля угля в топлив-
ном балансе составляет 54 %, Германии — 55 %, КНР — около 80 %,
США—59%,Польше—91%,Австралии—88%.
Как показывает практика, в условиях сложившегося экспорта газа
энергетика не может рассчитывать на увеличение поставок газа
(рис. 5.2), и его дефицит необходимо покрывать вводом в строй новых, рас-
ширением действующих и реконструкцией существующих пылеугольных
ТЭС или увеличением выработки электроэнергии за счет дозагрузки и ввода
АЭС и ГЭС, а также вводом новых технологий использования энергетиче-
ского топлива, в том числе и газа, но с существенно более высоким КПД.
Сложившаяся ситуация обусловлена рядом причин.
Первая — газомазутные ТЭС имеют более высокий КПД, меньшие
топливные затраты на выработку электроэнергии и тепла и меньшие
затраты энергии на собственные нужды, чем пылеугольные.
94
ГЛАВА 5
Вторая — затраты на сооружение газомазутных ТЭС на 20—30 %
меньше, чем пылеугольных.
Третья — при сжигании газа расходы на охрану окружающей среды
значительно меньше, чем на пылеугольных ТЭС. Без перевода в свое
время большинства ТЭС на газ на юге и в центре бывшего СССР было бы
крайне затруднительно обеспечить чистоту воздушного бассейна.
Четвертая и весьма важная причина — неконкурентоспособность угля
на внутреннем рынке по сравнению с природным газом.
ОБЩИЕ РАЗВЕДАННЫЕ ЗАПАСЫ,
198,1 млрд т
УГОЛЬ ДЛЯ КОКСОВАНИЯ,
47,8 млрд т
(24%)
БУРЫЙ УГОЛЬ,
101,9 млрд т
(68%)
АНТРАЦИТ,
6,7 млрд т
(4%)
КАМЕННЫЙ УГОЛЬ,
42,7 млрд т
(28%)
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УГОЛЬ,
151,3 млрд т
(76%)
Открытый способ
разработки,
107,4 млрд т
(71%)
Подземный способ
разработки,
43,9 млрд т
(29%)
Рис. 5.1. Структура запасов углей России
200
150
100
50
0
2000
2005
2010
2015
2020
П
о
с
т
а
в
к
и
г
а
з
а
,
м
л
р
д
м
3
/
г
о
д
Доля «Газпрома»
Доля независимых поставщиков
Дефицит
Годы
Рис. 5.2. Прогноз потребности в природном газе для энергетики до 2020 г.
95
Энергетическое топливо и его сжигание
По данным Института энергетиеских исследований РАН, доля угольной
генерации в России с 2000 по 2013 г. сократилась с 27 до 24 %, а в евро-
пейской части она сегодня составляет 16 %. Угольные ТЭС будут в основ-
ном строиться в районах Сибири и Дальнего Востока вблизи районов
добычи угля, а его доля в использовани на ТЭС в перспективе будет нахо-
диться на уровне 25 %.
5.2. Газообразное топливо
Для выработки электроэнергии и тепла, особенно в крупных городах и
густонаселенных районах, на ТЭС сжигается преимущественно природ-
ный газ с теплотой сгорания при нормальных условиях 31—46 МДж/м3.
Основными составляющими природного газа являются метан CH4 (85,8—
98,9 % объема), этан C2H6 (0,2—14,5 %), пропан C3H8 (0,1—7,6 %), бутан
C4H10 и непредельные углеводороды, (в среднем менее 2,5 %). На долю
балласта — азота N2 и диоксида углерода CO2 приходится соответственно
1—8,8 и 0,1—1,2 %.
Незначительное количество в природном газе негорючих материалов,
а также азота (в основном менее 3 %), практически отсутствие серосо-
держащих элементов и золы способствуют тому, что природный газ явля-
ется экологически самым чистым топливом. В совокупности с высокой
реакционной способностью это позволяет создавать компактные по габа-
ритным размерам и металлоемкости энергетические котлы с низкой тем-
пературой уходящих газов и КПД на уровне 94,5—95 %. Для сравнения
на рис. 5.3 представлено сопоставление габаритных размеров котлов
и котельных ячеек для энергоблоков мощностью 800 МВт на газе (а)
и березовском буром угле (б) без учета площадей, занимаемых воздухо-
подогревателями.
Предварительная подготовка газа к сжиганию проста. Она заключается
лишь в его дросселировании с 0,7—1,3 МПа в газопроводе до 0,2—
0,35 МПа перед котлом, которое осуществляется в газораспределитель-
ном пункте. Перед горелками давление газа находится на уровне 0,13—
0,2 МПа. Одновременно с дросселированием идут очистка газа от меха-
нических примесей и удаление конденсата. Газопроводы оборудуются
соответствующей арматурой и аппаратурой (рис. 5.4). Температура газа,
поступающего в котел, составляет 0—5 °С.
Смесь газа с воздухом в определенных пропорциях является крайне
взрывоопасной. Опасные концентрации горючего газа в воздухе зависят
от химического состава первого (рис. 5.5). Различают верхний и нижний
уровни концентраций, в пределах которых смесь компонентов взрыво-
опасна. В частности, для метана, являющегося основной составляющей
природных газов, нижний концентрационный уровень соответствует 4 %,
96
ГЛАВА 5
а верхний — 14 %. Кроме того, при наличии в газе CO и H2S смесь может
вызвать отравление, если концентрация их будет больше 0,02 % (по объему).
Так как природный газ — однородная смесь и метан является его пре-
валирующим компонентом, то наличие газа в помещении может быть
определено по содержанию в воздухе с помощью метанометра. Природ-
ный газ не имеет запаха, поэтому для своевременного обнаружения
утечки газовое топливо одорируют — оно приобретает острый запах за
счет введения специального вещества — маркаптана.
а)
б)
А-А
10,258
8,51
10,258
23,08 8,1 8,7
8,7 8,1
4
8
72
8
7
2
3
,
0
8
Б-Б
А
А
45
6
7
,
2
7
55,3
90,1
Б
Б
1
0
6
,
4
Рис. 5.3. Габаритные размеры котлов и котельных ячеек, м, энергоблоков 800 МВт
на газе (а) и березовском буром угле (б) (без учета расположения воздухоподогревателей)
97
Энергетическое топливо и его сжигание
К другим котлам
К другим котлам
12
345
6
7
8
9
1
2
3
7
7
11
11
10
11
Рис. 5.4. Принципиальная схема подготовки к сжиганию газообразного топлива:
1 — измерители давления топлива; 2 — измерители расхода топлива; 3 — предохранительные
клапаны; 4 — фильтр; 5 — регулятор давления топлива; 6 — быстродействующий клапан; 7 —
регуляторы расхода газа; 8 — горелка; 9 — топка; 10 — байпасная линия с арматурой; 11 —
газовые задвижки с электроприводом
Пределы воспламенения
Газ
Хими-
ческая
формула
Водород
Оксид углерода
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Этилен
Ацетилен
Сероводород
Природный газ
Доменный газ
Коксовый газ
C3H8
C4H10
C2H4
C2H2
H2S
H2
CO
CH4
C2H6
02
04
060
80 100
Объёмная доля газа в газовоздушной смеси,%
—
—
—
Рис. 5.5. Пределы воспламенения газовоздушных смесей при 20 °С (p = 0,1 МПа)
98
ГЛАВА 5
5.3. Жид ое топливо
На крупных ТЭС в основном сжигается остаточный продукт перегонки
нефти — мазут, значительно реже используется сырая или отбензиненная
нефть. Кроме того, мазут применяется как растопочное топливо на пыле-
угольных станциях. Несмотря на сложный химический состав, мазут
условно можно представить в виде образования, состоящего из пяти
химических элементов: углерода (83—85 %); водорода (10,4—11,8 %);
серы (0,3—3,5 %); кислорода и азота (в сумме менее 0,7 %). В состав топ-
лива входят влага (менее 3 %) и зола. Теплота сгорания мазута составляет
38,8—40,3 МДж/кг.
В соответствии со стандартом содержание золы в мазуте лимитируется
на уровне 0,12—0,14 %. Это обусловлено тем, что в процессе эксплуата-
ции зола мазута способна образовывать на трубах (несмотря на малое ее
количество) плотные, плохо удаляемые без специальных средств очистки
загрязнения, препятствующие передаче теплоты. Особенностью этой
золы является содержание в ней ванадия, вызывающего высокотемпера-
турную коррозию поверхностей нагрева при температуре стенки металла
более 590 °С.
По содержанию серы мазут делится на малосернистый (S r ≤ 0,5 %),
сернистый (0,5 < S r ≤ 2 %) и высокосернистый (S r > 2 %). Чем выше
содержание серы в мазуте, тем больше необходимо усилий для предотвра-
щения низкотемпературной сернистой коррозии.
Одной из важнейших характеристик мазута является вязкость. Из-за
наличия парафинсодержащих соединений мазут становится чрезвычайно
вязким при температуре 11—33 °С, что оказывает самое непосредствен-
ное влияние на выбор технологической схемы организации приемки, хра-
нения и транспортировки его к котлу. Для обеспечения текучести по тру-
бопроводам мазут необходимо подогревать. Температура подогрева зависит
от количества в топливе парафинсодержащих соединений и составляет
80—120 °С.
Технологическая схема подготовки мазута к сжиганию, используемая
на электростанциях, представлена на рис. 5.6. Для обеспечения слива
мазута из цистерны его разогревают паром с давлением 1,2—1,6 МПа
и температурой 200—300 °С. Наиболее быстрый подогрев мазута обеспе-
чивается в цистернах, оборудованных паровой рубашкой. При такой орга-
низации подогрева мазута требуется в 2—3 раза меньше времени на раз-
грузку, уменьшается в 2—2,5 раза расход греющего пара и снижается
обводнение мазута. Тракт подготовки мазута к сжиганию состоит из при-
емно-сливного устройства, включающего в себя сливные эстакады 1
сжелобами3, фильтры грубой очистки 4 (сетка 1,5×1,5 мм) и приемные
резервуары 5 с погружными насосами 6. В приемно-сливном устройстве
мазут подогревается до 60—70 °С, затем насосами, создающими давление
99
Энергетическое топливо и его сжигание
около 1 МПа, перекачивается в основные резервуары-хранилища 7, распо-
лагаемые по противопожарным условиям на достаточном удалении
от главного корпуса ТЭС. Например, для ГРЭС мощностью 2400 МВт,
работающей на мазуте, требуется установка 12 резервуаров диаметром 42 м
и вместимостью 10 тыс. м3 каждый. Из резервуаров мазут насосами пер-
вой ступени 10 насосной станции II подается в паровые подогреватели 12
(давление пара p = 1,5 МПа, температура t = 250—300 °С), проходит
фильтр тонкой очистки 13 (сетка с размерами ячеек 0,3—0,5 мм) и насо-
сами второй ступени 14 направляется к котлу, где происходит его распре-
деление по форсункам горелок 19. По топливной магистрали подается
К
д
р
у
г
и
м
к
о
т
л
а
м
О
т
д
р
у
г
и
х
к
о
т
л
о
в
19
18
20
15
16 17
II
I
12
14
13
11
10
8
9
20
1
7
2
3
4
5
6
Рис. 5.6. Схема подготовки мазута к сжиганию:
1 — эстакада; 2 — цистерна с паровой рубашкой; 3 — сливное устройство; 4 — фильтр грубой
очистки; 5 — приемный резервуар с подогревом; 6 — перекачивающий насос; 7 — основной
резервуар; 8, 9, 20 — линии рециркуляции; 10 — насос первой ступени; 11 — обратный затвор;
12 — паровой подогреватель мазута; 13 — фильтр тонкой очистки; 14 — насос второй сту-
пени; 15 — запорная задвижка; 16 — регулятор расхода; 17 — расходомер; 18 — задвижка
перед форсункой; 19 — форсунка; I — приемно-сливное устройство; II — насосная станция
100
ГЛАВА 5
на 10 % больше мазута, чем требуется для работы котла. Это позволяет
организовать рециркуляцию части подогретого мазута (линии 8, 9, 20),
обеспечивая тем самым нужную температуру топлива в основных резер-
вуарах. В целях уменьшения загрязнений и загустевания в мазут вводятся
присадки (до 0,2 % его расхода). Ввод присадок снижает вязкость за счет
растворения части высокомолекулярных углеводородов.
Работа мазутного хозяйства автомеханизирована, и в топливном тракте
имеются резервные линии и насосы с установкой быстродействующих
переключателей.
5.4. Сжи ание природно о аза и маз та
Условия сжигания газа и мазута имеют много общего. У обоих видов топ-
лива близка по значениям теплота сгорания, горение происходит в газообраз-
ном состоянии. Интенсивность горения определяется только условиями пере-
мешивания топлива и окислителя (воздуха). Из-за высокой реакционной
способности этих видов топлива достаточен умеренный уровень подогрева
воздуха (250—300 °С). Газ и мазут не содержат золы, следовательно, при их
использовании не требуются системы золоудаления. Для сжигания газа
и мазута в топках с одинаковой тепловой мощностью Qт следует подавать
примерно равные количества окислителя. Практически одинаковыми получа-
ются объемы продуктов сгорания. Это позволяет применять не только одни
и те же тягодутьевые машины, но и иметь при Qт
= const одни и те же топки,
в которых можно попеременно сжигать как газ, так и мазут с использованием
комбинированных горелок.
Топочная камера имеет форму параллелепипеда. Все стены ее экрани-
руются газоплотными панелями, по трубам которых протекает рабочее
вещество (пароводяная смесь, вода или пар). Нижняя часть топки (под)
выполняется с небольшим углом наклона к горизонту (около 15°).
Для организации сжигания топлива в топке размещаются горелочные
устройства. Их компоновка может быть односторонней, встречной или
подовой (рис. 5.7). Горелки служат для ввода в топку и перемешивания
топлива и окислителя. Они должны обеспечивать стабилизацию про-
цесса горения.
Количество окислителя V0, теоретически необходимое для горения,
определяется составом газа и мазута. При нормальных условиях для газа
V0 = 9,4÷ 10 м3/м3, а для мазута V0 = 10,2 ÷ 10,6 м3/кг. Так как объем при-
родного газа, подаваемого в топку, значительно меньше объема воздуха,
то организовать их смешение можно вводом в поток воздуха газа в виде
системы струй с большой скоростью по одной из схем, представленных
на рис. 5.8. На практике это реализуется различными способами в вихре-
вых и прямоточных горелках. Наибольшее распространение получили
горелки вихревого типа, так как в них проще организовать распыл и сме-
101
Энергетическое топливо и его сжигание
шение мазута и окислителя. Некоторые из конструкций горелок представ-
лены на рис. 5.9 и 5.10.
Во всех случаях подача газа осуществляется под углом к набегающему
потоку воздуха. Воздух поступает через концентрические каналы и для
интенсификации перемешивания закручивается аксиальными или тангенци-
альными завихрителями. Скорость воздуха составляет 30—55 м/с, газа —
50—200 м/с.
В двухпоточной (по воздуху) горелке (см. рис. 5.9) для закрутки воз-
духа используются аксиальные завихрители. Подача газа осуществляется
через отверстия пилонов, вводимых в воздушный поток и получающих
газ из канала кольцевой формы.
AA
Горелка
A
A
1
5
°
AA
A-A
A-A
A-A
а)
б)
в)
Рис. 5.7. Наиболее распространенные виды компоновки горелок газомазутных котлов:
а — односторонняя; б — встречная; в — подовая
Газ
В
о
з
д
у
х
В
о
з
д
у
х
Газ
Газ
В
о
з
д
у
х
Газ
В
о
з
д
у
х
Газ
В
о
з
д
у
х
Газ
Газ
В
о
з
д
у
х
Газ
Рис. 5.8. Возможные схемы организации смешения газа и воздуха
102
ГЛАВА 5
В газомазутной горелке котла энергоблока мощностью 300 МВт
(см. рис. 5.10) газ вводится по ее центру и по периферии через систему
отверстий диаметром 15—32 мм. Во внутреннем канале установлен акси-
альный, а в периферийном — тангенциальный закручивающий аппарат.
Как и в горелке, представленной на рис. 5.9, направление крутки потоков
в каналах одинаковое.
Характерной особенностью течения коаксиально закрученных потоков
(рис. 5.11, см. стр. 104) является сопоставимость по значению всех трех
составляющих скорости: аксиальной (продольной) wа
, касательной (окруж-
ной) wτ и радиальной wr
.
Наличие касательной составляющей приводит
к заметному расширению струи, вытекающей из горелки, с образованием в
пространстве параболического тела вращения. В центральной части струи
создается зона разрежения, размер которой определяется втулочным отно-
Рис. 5.9. Газомазутная двухпоточная горелка:
1 — корпус горелки; 2 — ребра жесткости корпуса; 3 — подводящий воздухопровод; 4, 5 —
внутренний и внешний каналы подачи воздуха с завихрителями аксиального типа; 6 — пилоны
для ввода газа
6
5
4
3
1
2
103
Энергетическое топливо и его сжигание
шением D0/Dа и интенсивностью крутки потоков. Под действием перепада
давлений возникают обратные токи высокотемпературных продуктов сгора-
ния (wа < 0), обеспечивающие стабилизацию процесса горения. В дальней-
шем процесс горения распространяется на все сечение струи.
Мазутные форсунки подразделяются на механические, паромеханиче-
ские и паровые.
В механических форсунках распыл мазута достигается подачей его
через систему завихрителей под давлением 2,5—3,5 МПа. Используются
механические форсунки в котлах, работающих в основном в базовом
режиме, так как нужная тонкость распыла обеспечивается лишь на нагруз-
ках котла, больших 60 % номинальной.
В паровых форсунках распыл осуществляется за счет пара с давлением
0,4—0,5 МПа и температурой 120—230 °С.
В наиболее часто применяемых паромеханических форсунках
(рис. 5.12) сочетаются принципы работы как механической, так и паровой
форсунок. При нагрузках котла 70—100 % форсунка функционирует как
чисто механическая, а при нагрузках ниже 70 % — как паровая с началь-
ным давлением пара 0,8—1,3 МПа.
Форсунка состоит из корпуса 1, головки 3 и переходника 2. Мазут про-
ходит по центральной трубе корпуса с диаметром и толщиной стенки
25×3,5 мм, затем попадает в головку через фильтр 7 и далее направляется
8
128
2
1
3
6
7
45
9
11
10
13
Рис. 5.10. Газомазутная горелка котла ТГМП-324:
1, 2 — центральный и периферийный кольцевые каналы для подачи воздуха; 3 — подвод воз-
духа к мазутной форсунке; 4, 5 — аксиальный и тангенциальный закручивающие лопаточные
аппараты (завихрители); 6 — центральный канал для ввода природного газа; 7 — кольцевой
канал подачи природного газа; 8 — газораздающие отверстия; 9 — мазутная форсунка; 10 —
электрозапальник; 11 — ввод воздуха в пневмозатвор, 12 — амбразура горелки; 13 — линзо-
вый компенсатор
104
ГЛАВА 5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
w
r
w
τ
w
a
Рис. 5.11. Схема организации горения в вихревой горелке:
1 — форсунка; 2 — центральный канал; 3 — внутренний канал с лопаточным завихрителем;
4 — внешний канал (закручивающий аппарат не показан); 5 — обмуровка; 6 — контур закру-
ченного потока; 7 — поле аксиальной составляющей скорости wа; 8 — контур распыляемого
мазута; 9 — зона внутренней рециркуляции продуктов сгорания; 10 — газы внешней рецирку-
ляции
Рис. 5.12. Паромеханическая форсунка котла паропроизводительностью D = 500 т/ч:
1 — корпус форсунки; 2 — переходник; 3 — корпус головки; 4 — сопло мазутное; 5 — завих-
ритель пара; 6 — завихритель мазута; 7 — фильтр; 8 — сопло паровое; I — мазут; II — пар
1
2
6
7
8
1
1
0
4
I
3
118
∅ 25×3,5
5000
5
II
∅
6
0
∅
2
5
×
3
,
5
∅
3
8
×
2
,
5
105
Энергетическое топливо и его сжигание
в завихритель 6 и мазутное сопло 4. Пар проходит через кольцевой зазор
между мазутной трубой и трубой с диаметром и толщиной стенки 38×2,5 мм,
а затем попадает в завихритель пара 5 и паровое сопло 8. Производитель-
ность паромеханических форсунок по мазуту составляет 750—9000 кг/ч,
относительный расход пара — 0,02 кг/кг.
Во всех форсунках наиболее эффективно мазут сжигается в том слу-
чае, если местоположение конуса распыла будет совпадать с областью,
где продольная составляющая скорости wа имеет максимальные значения
(см. линию 8 на рис. 5.11). Размещаются мазутные форсунки в централь-
ном канале горелки (см. поз. 9 на рис. 5.10).
При правильной организации процессы сжигания мазута и газа удается
провести с минимальными потерями по химическому недожогу топлива
с избытками воздуха в топке αт
= Vд /V0 = 1,02—1,03 для жидкого и αт
=
= 1,05 для газообразного топлива (Vд — действительное количество воз-
духа, подаваемого в топку). Дальнейшее уменьшение αт нежелательно из-за
повышения в продуктах сгорания количества СО (рис. 5.13).
Основными проблемами неэкологического плана для котлов при сжи-
гании газа и мазута, в основном обусловленными использованием жид-
кого топлива, являются:
высокотемпературная ванадиевая коррозия пароперегревательных
поверхностей при сжигании мазута;
высокотемпературная коррозия экранов в котлах со сверхкритическим
давлением пара;
обеспечение требуемой температуры перегрева пара при сжигании как
газа, так и мазута.
При сжигании газа и мазута основными загрязнителями окружающей
среды являются оксиды азота. Для снижения выхода NOx предпочтение
.
.
.
.
.
.
.
..
0,02
0,01
0
1,00 1,05
1,10
1,15
1,20
αт
CO,%
Рис. 5.13. Влияние избытка воздуха на образование СО в топке котла
106
ГЛАВА 5
отдается технологическим методам, связанным с организацией процесса
горения. Альтернативный путь — очистка дымовых газов от NOx
—
свя-
зан с высокими капитальными и эксплуатационными затратами. К техно-
логическим методам снижения выбросов NOx можно отнести:
уменьшение избытка воздуха;
использование конструкций малотоксичных горелок;
реализацию двухступенчатой схемы сжигания;
внедрение трехступенчатой схемы сжигания;
ввод газов рециркуляции в топку;
ввод воды или пара в зону горения;
организацию нестехиометрического сжигания топлива.
Об уровне оптимальных значений избытка воздуха упоминалось выше
(см. рис. 5.13). Малотоксичные горелки в своей основе ориентированы
на снижение максимальных температур за счет увеличения длительности
процесса горения. Однако замена существующих горелок на малотоксич-
ные сопряжена с увеличением капитальных затрат. Тем не менее это поз-
воляет снизить выбросы NOx на 30—50 % (меньшее значение — для
мазута).
Двухступенчатое сжигание подразумевает подачу топлива в горелки
снедостаткомвоздуха(α < 1). Недостающий окислитель подается затем
через специальные сопла по ходу факела (рис. 5.14). На начальном участке
(первая ступень) уменьшение NOx достигается за счет недостатка свобод-
ного кислорода, а на второй ступени — за счет снижения температуры
факела. Эффективность этого метода во многом определяется выбором
места ввода воздуха над горелками и организации его смешения с продук-
тами сгорания. В целом выбросы NOx снижаются на 20—40 %. На действу-
ющих котлах при внедрении двухступенчатого сжигания увеличивается
температура газов на выходе из топки, что усложняет работу пароперегре-
вателя и ведет к росту потерь с уходящими газами. При сжигании мазута
на котлах СКД использование данного метода
снижения NOx не рекомендуется из-за опас-
ности возникновения высокотемпературной
коррозии.
В трехступенчатой схеме выше основных
горелок, работающих с избытками воздуха
близкими к 1, устанавливаются горелки, в кото-
рые подается количество воздуха меньше тео-
ретически необходимого для горения. Недо-
стающий окислитель вводится на третьей
ступени (рис. 5.15). Наличие выше ядра горе-
ния восстановительной зоны (α < 1) способ-
Топливо
Воздух
∆αII
α<1
Рис. 5.14. Схема двухступен-
чатого сжигания
107
Энергетическое топливо и его сжигание
ствует разложению образовавшихся NOx до молекулярного азота. Для
эффективного протекания процесса в восстановительной зоне темпера-
тура газов не должна быть ниже 1200 °С, а длительность его должна
составлять порядка 0,1 с.
Снижение NOx с использованием этого метода при сжигании газа
составляет 50—80 %, а при сжигании мазута — 40—60 %.
Ввод газов рециркуляции в топку (рис. 5.16) наиболее целесообразно
осуществлять либо через специальные сопла в смеси с воздухом, либо
подавать их на всас дутьевого вентилятора. Организация ввода газов
рециркуляции с топливом, хотя и обладает наибольшей эффективностью,
технически трудно реализуема . Снижение выбросов NOx при использова-
нии этого метода составляет 25—40 %.
Впрыск влаги в зону горения в основном влияет на термические NOx
и значительно меньше — на топливные NOx
. Снижение NOx на 15—25 %
происходит за счет уменьшения температуры факела и концентрации реа-
гирующих компонентов. Наиболее эффективен впрыск влаги в зону ядра
факела, для чего используются форсунки грубого распыла (диаметр
капель 120—280 мкм). При изменении отношения расхода воды к расходу
топлива в диапазоне 5—10 % температура в ядре горения снижается
1
2
3
4
5
С
н
и
ж
е
н
и
е
в
ы
б
р
о
с
о
в
N
O
x
,
%
Доля рециркуляции r , %
0
10
20
30
40
50
60
70
0510
15
20
→
Рис. 5.16. Влияние ввода газов рециркуляции на снижение выбросов NOx при сжигании
природного газа:
ввод газов: 1 — через шлицы в поду топки; 2 — через шлицы под горелками; 3 — во вторич-
ный воздух; 4 — в воздухопровод перед горелками; 5 — в топливо
Топливо
Воздух
∆αII
α=1
Воздух
Топливо
Топливо
Топливо
∆αII
Воздух
1
2
1
2
α<1α
<1
Рис. 5.15. Схема трехступенчатого сжигания
108
ГЛАВА 5
на 20—50 °С. Недостатками метода являются уменьшение КПД котла
на 0,5—1,3 % из-за роста потерь с уходящими газами и повышение ско-
рости коррозии металла воздухоподогревателей при сжигании мазута.
На практике наилучшие результаты дает сочетание двух-трех различ-
ных методов, что подтверждается данными рис. 5.17.
5.5. Твердое топливо
По химическому составу твердое топливо, как и мазут, может быть
представлено пятью элементами: C, H, S, N и O. Кроме того, к балласту
топлива относятся влага (W) и зола (A). В теплотехнике в основном опе-
рируют рабочей массой топлива (индекс «r»), т.е. тем топливом, которое
непосредственно поступает к потребителю. Помимо рабочей массы
(табл. 5.2) используются понятия сухой, обезвоженной (индекс «d»)
и горючей (обезвоженной и обеззоленной) масс топлива (индекс «daf »).
Пересчет состава топлива с одной массы на другую выполняется
с помощью множителей, приведенных в табл. 5.3.
Количество теплоты, выделившейся при полном сгорании 1 кг топ-
лива, характеризует его теплоту сгорания. Различают высшую и низшую
теплоту сгорания, которые определяются экспериментально. Прибли-
женно по формуле Д.И. Менделеева высшая теплота сгорания рабочей
массы топлива, кДж/кг,
= 4,1868[C r
+ 300H
r
–
26(O r
–
Sr)].
400
200
0
Котёл ТГМ-96-Б (D = 480 т/ч)
NOx
, мг/м3
Котёл ТГМП- 114 (D = 950 т/ч)
0
200
400
600
800
NOx
, мг/м3
2
1
3
4
5
6
1
Рис. 5.17. Применение комплекса технологических методов для подавления оксидов азота
на газомазутных котлах:
1 — исходный вариант; 2 — малотоксичные горелки; 3 — малотоксичные горелки +
+ рециркуляция; 4 — малотоксичные горелки + ступенчатое сжигание + рециркуляция; 5 —
ступенчатое сжигание; 6 — ступенчатое сжигание + рециркуляция (– – – при сжигании мазута)
Qs
r
109
Энергетическое топливо и его сжигание
Низшая теплота сгорания
меньше
на значение, затрачиваемое
на испарение образующейся при сгорании топлива воды, а также содер-
жащейся в нем влаги, кДж/кг:
=
–
(54H r
+6Wr).
Если твердое топливо нагреть без доступа воздуха, то вслед за испаре-
нием влаги из-за разложения кислородсодержащих молекул произойдет
выделение газообразных веществ (CO, H2, CO2, C
n
Hm и др.), называемых
летучими. За выход летучих принято принимать уменьшение массы
пробы топлива при его нагреве до (850 ± 25) °С и выдержке в течение
7 мин, отнесенное к горючей массе топлива.
Выход летучих является важнейшим показателем, характеризующим
реакционную способность топлива (способность к быстрому вступлению
в химическую реакцию горения) и степень взрывоопасности. Уровнем
летучих определяются многие проектные решения по организации подго-
товки топлива к сжиганию, выбору способа сжигания, аэродинамической
и тепловой организации процесса горения.
Таблица 5.2
Составляющие массы топлива
Горючие составляющие
Балласт топлива
Cr
Hr
Sr
Or
Nr
Ar
Wr
Горючая масса
Cdaf+Hdaf+Sdaf+Odaf+Ndaf
= 100%
Сухая масса
Cd+Hd+Sd+Od+Nd+Ad=100%
Рабочая масса
Cr
+H
r
+S
r
+O
r
+N
r
+A
r
+W
r
= 100%
Таблица 5.3
Коэффициенты пересчета
Заданная масса
топлива
Искомая масса топлива
рабочая
сухая
горючая
Рабочая
1
100/(100 – W
r
) 100/(100 – A
r
–
W
r
)
Сухая
(100–W
r
)/100
1
100/(100 – A
d
)
Горючая
(100–W
r
–
Ar )/100
(100–A
d
)/100
1
Qi
r
Qs
r
Qi
r
Qs
r
110
ГЛАВА 5
Остающийся после выхода летучих твердый горючий остаток называ-
ется коксом, он может быть плотным (спекшимся) и порошкообразным.
Энергетическое твердое топливо делится на три основных вида:
бурые, каменные угли и антрациты.
К бурым (марка Б) относятся угли с высшей теплотой сгорания
<
< 23,86 МДж/кг. В зависимости от содержания в рабочей массе влаги раз-
личают три группы бурых углей: Б1 (W r
>40%),Б2(Wr
= 30÷40%)и Б3
(Wr
< 30 %). У всех бурых углей выход летучих V
daf
> 40 %. К каменным
углям относится топливо с
> 23,86 МДж/кг и выходом летучих V
daf
>
>9%.
Полуантрациты (ПА) и антрациты (А) — это топливо с V
daf
<9%
(у антрацитов V
daf
= 3÷4 %).
Неотъемлемой составляющей твердого топлива является негорючая часть,
включающая в себя различные минеральные вещества (глину, силикаты,
сульфаты, кварц, полевой шпат, карбонаты, оксиды и гидроксиды железа,
кремния и алюминия). Обычно состав золы представляется следующим:
оксиды кремния SiO2 (40—64,5 %), алюминия Al2O3 (11—34,5 %), железа
Fe2O3 (2—21 %), титана T iO2 (0,1—2 %), кальция CaO (3—50 %), магния
MgO (1,1—10 %), калия K2O (0,1—4,5 %) и натрия Na2O (0,5—3 %).
При выборе конструкции котла учитываются абразивные свойства
и плавкостные характеристики золы, устанавливающие температурный
интервал (t1—t3) изменения ее агрегатного состояния (от твердого
до жидкого), а также уровень температуры начала шлакования tшл
, при
котором частицы золы налипают на поверхности нагрева, ухудшая пере-
дачу тепла от газов к рабочему телу и увеличивая аэродинамическое
сопротивление поверхностей нагрева по газовому тракту.
В современных котлах в большинстве случаев топливо сжигается
в пылевидном состоянии. Поэтому важной характеристикой является
коэффициент размолоспособности, представляющий собой отношение
удельных расходов электроэнергии, затрачиваемых на размол эталонного
топлива [антрацитового штыба (АШ)] Ээт
и заданного вида топлива Эx:
Gr=Э
эт
/Эх
. Для эталонного топлива Gr = 1. Чем больше значение Gr, тем
меньше сопротивляемость топлива размолу. Для отечественного топлива
Gr = 0,75 ÷2,5.
Подготовка твердого топлива к сжиганию осуществляется в устрой-
ствах, обеспечивающих подсушку и размол топлива и носящих название
систем пылеприготовления. Системы пылеприготовления подразделяют
на индивидуальные и центральные.
В индивидуальных системах, имеющих наиболее широкое применение,
приготовление топлива происходит непосредственно у котла, а подсушка
Qs
d
Qs
d
111
Энергетическое топливо и его сжигание
его осуществляется сушильным агентом (горячим воздухом, продуктами
сгорания или их смесью). Индивидуальные системы пылеприготовления
подразделяются на системы с прямым вдуванием и с промежуточным
бункером, а по месту сброса отработанного сушильного агента они
делятся на замкнутые и разомкнутые. Принципиальные схемы индивиду-
альных систем пылеприготовления представлены на рис. 5.18.
Мельница
OCA
Котёл
Мельница
Пылеконцентратор
Котёл
OCA
а)
б)
Мельница
OCA
Котёл
Пыль
Пыль
Вентилятор
горячeго воздуха
в)
Мельница
Котёл
Промежу-
точный
бункер
г)
Промежу-
точный
бункер
OCA
Циклон
Пылевой
фильтр
OCA
Циклон
Мельничный
вентилятор
OCA
Пыль
Пыль
Рис. 5.18. Принципиальные схемы систем пылеприготовления:
а — с прямым вдуванием; б — то же с пылеконцентратом; в, г — с промежуточным бункером,
разомкнутая с подачей пыли горячим воздухом и замкнутая с подачей пыли в топку отрабо-
танным сушильным агентом; ОСА — отработанный сушильный агент
112
ГЛАВА 5
Для сжигания как высоко-, так и низкореакционного высоковлажного
топлива применяются схемы с прямым вдуванием. Для торфа (W r
= 50%)
иуглейсW
r
< 40 % в качестве сушильного агента используется горячий
воздух (tг. в
≤ 400 °С), а для углей с большей влажностью — дымовые
газы. В последнем случае при низкой теплоте сгорания для обеспечения
устойчивости горения пары воды, образовавшиеся при сушке, с частью
топлива могут сбрасываться в топку вне зоны активного горения.
В схемах с промежуточным бункером в отличие от схем с прямым вду-
ванием во все горелки подается пыль независимо от числа работающих
мельниц. Независимость работы котла и системы пылеприготовления поз-
воляет организовать эксплуатацию последней в оптимальном (базовом)
режиме. Схема дает возможность использовать транспортировку пыли
высокой концентрации из бункера по пылепроводам, что снижает их
металлоемкость и износ и, как установлено в последние годы, позволяет
несколько проще решать задачи, связанные с уменьшением выбросов
оксидов азота в атмосферу.
Для размола топлива используются углеразмольные мельницы, класси-
фицируемые по частоте вращения, при которой осуществляется процесс
измельчения его до нужного размера. Различают тихоходные (шаровые
барабанные), среднеходные (валковые и шаровые) и быстроходные (мель-
ницы-вентиляторы и молотковые) мельницы.
Шаровая барабанная мельница (ШБМ) предназначается для измельчения
топлива, имеющего повышенную сопротивляемость размолу (Gr ≤ 1,1),
малый выход летучих (V daf ≤ 15 %) или повышенный абразивный износ
из-за наличия колчеданной серы ( ≥ 2 %). Эта мельница состоит
(рис. 5.19) из полого барабана 4 в основном цилиндрической формы,
входных и выходных патрубков 1, 7 с уплотнениями, опорного и опорно-
упорного подшипников с полыми цапфами 2, зубчатого (или фрикцион-
ного) привода 3, редуктора и электродвигателя 9. Внутренняя поверх-
ность барабана покрыта плитами 5 из износостойкого материала, крепя-
щимися к корпусу болтами 8 и имеющими различную форму. При
вращении барабана с частотой n = 16—27 мин–1 мелющие тела 6 (метал-
лические шары диаметром 35—70 мм), занимающие 15—30 % объема
барабана, сначала движутся по круговой траектории за счет сцепления
с броней, а затем падают по параболической траектории. Топливо
измельчается в результате истирания при относительном перемещении
мелющих тел и частиц, а также за счет удара.
Тонкость помола зависит от времени пребывания материала в мель-
нице, а производительность мельницы — от длины Lб и диаметра Dб
барабана, физико-химических свойств топлива (Gr), требуемой тонкости
помола, определяемой остатком пыли на сите с размером ячейки 90 мкм
Sк
r
113
Энергетическое топливо и его сжигание
1
2
345
6
7
8
a)
9
6
5
4
3
Слой топлива
с шарами
б)
Рис. 5.19. Схема (а) и общий вид (б) монтируемой ШБМ:
1 — входной патрубок; 2 — подшипники с цапфами; 3 — зубчатый привод; 4 — барабан; 5 —
броневые плиты; 6 — металлические шары; 7 — выходной патрубок; 8 — крепящие броню
болты; 9 — редуктор с электродвигателем
114
ГЛАВА 5
(R90, %), крупности подаваемых на размол фракций, степени заполнения
барабана шарами.
Для существующих отечественных ШБМ производительность по АШ
изменяетсяот6(Lб=3,3м;Dб=2,2м;n=21мин–1)до50т/ч(Lб=8,5;
Dб = 3,7 м; n = 17,6 мин–1). Мельница может работать под наддувом и раз-
режением. Шаровые барабаны мельницы имеют высокую надежность,
относительно просты в обслуживании, нечувствительны к попаданию
в барабан металлических и других трудноразмалываемых включений,
способны измельчить подаваемое топливо до требуемого состояния неза-
висимо от его абразивных свойств. Основные их недостатки: значитель-
ные габаритные размеры и масса, повышенный уровень шума, высокий
удельный расход электроэнергии на размол (Эрзм
=
25 ÷ 35 кВтæч/т).
Использовать ШБМ в системах с прямым вдуванием нерентабельно, так
как при снижении нагрузки котла расход топлива на котел Bк падает,
амощностьN, затрачиваемая на привод мельницы, остается неизменной.
Среднеходные мельницы (СМ) чаще всего используются в схемах пря-
мого вдувания для размола углей с Gr ≥ 1,1, A
d
<30%иW
r
<20%.Под-
вод топлива в СМ осуществляется сверху (рис. 5.20). Попадая на стол 5,
приводимый в движение с помощью электродвигателя 7 и редуктора 6,
за счет центробежных сил топливо отбрасывается под валки 3, прижима-
емые к столу с помощью специального прижимного устройства 4. Размол
происходит за счет раздавливания и истирания топлива валками. Готовая
пыль выносится сушильным агентом (воздухом) в центробежный сепара-
тор 1, где происходит отделение крупных частиц пыли с направлением их
на доразмол в мельницу. Тонкость помола регулируется изменением поло-
жения лопаток сепаратора 8 с использованием электропривода 2.
Основными достоинствами среднеходных мельниц являются: низкий
удельный расход электроэнергии на размол (5—14 кВтæч/т); малые габа-
ритные размеры; небольшой износ размольных элементов (12—29 г/т).
Недостатки их следующие: высокая чувствительность к попаданию посто-
ронних включений; сложность и трудоемкость ремонтных восстановитель-
ных работ; ограниченность по характеристикам размалываемого топлива.
Мельницы, выпускаемые в России, имеют производительность
по каменному углю (R90 = 12 %, Gr = 1,5) от 4,5 до 25 т/ч.
Мельницы-вентиляторы (МВ) с частотой вращения 9,8—24,5 с–1 при-
меняются для размола высоковлажных бурых углей, лигнита. Они имеют
(рис. 5.21) стальной корпус 1, покрытый внутри броневыми плитами 2,
вращающийся ротор с несущим 3 и кольцевым 4 дисками, соединенными
радиальными лопатками 5, которые защищены броневыми листами на
лобовой стороне. Несущий диск размещен на валу 11 , соединенном
сэлектродвигателем 12. Топливо вместе с сушильным агентом поступает
115
Энергетическое топливо и его сжигание
в мельницу по патрубку 6 и дробится быстровращающимися лопатками
ротора. Дополнительное измельчение происходит за счет соударения час-
тиц с броней корпуса и трения. Измельченное топливо с несущим его
сушильным агентом попадает в отводящий патрубок 9 и расположенный
за ним встроенный сепаратор 8, где крупная пыль отделяется от потока и
возвращается по течке 10 для доразмола в мельницу, а отработанный
сушильный агент через выходной патрубок 7 направляется к горелкам.
Так как МВ является не только размольной установкой, но и тягодутьевой
машиной, создающей давление 2—3 кПа, то можно осуществить отбор
газов на сушку из газоходов котла.
Топливо
Отвод
готовой пыли
Сушильный
агент
2
1
4
5
6
7
8
3
Рис. 5.20. Конструктивная схема среднеходной валковой мельницы
116
ГЛАВА 5
Применяются МВ при сжигании высоковлажного топлива с умеренной
сопротивляемостью размолу. Удельный расход электроэнергии на размол
Эрзм
= 6—11 кВтæч/т.
Молотковые мельницы (рис. 5.22) используются при сжигании камен-
ных углей с выходом летучих V daf > 30 %, бурых углей, сланцев и торфа.
Они относятся к быстроходным мельницам и имеют частоту вращения
9,8—16,5 с–1
.
Размол топлива происходит за счет удара быстровращаю-
щихся бил 3 по слою подаваемого топлива, а также за счет истирания
между билами и броневыми плитами 2, находящимися с внутренней сто-
роны корпуса ротора 1. Била с помощью пальцев 4 соединены с билодер-
жателями 5, а последние — с диском 6, крепящимся на валу 9, имеющем
охлаждение. Мельница имеет опорно-упорные подшипники 11 и электро-
привод (на рисунке не показан).
Топливо через входной патрубок 8 поступает по всей длине ротора.
Также по всей длине по касательной к ротору, параллельно потоку топ-
лива через патрубок 7 подводится сушильный агент. В соответствии
с характером ввода топлива и воздуха рассматриваемая мельница имеет
название тангенциальной (ММТ). Для смены наиболее изнашиваемых
деталей — бил, срок службы которых в зависимости от свойств топлива
1
2
6
7
8
10
4
9
3
11
12
10
5
Рис. 5.21. Мельница-вентилятор:
1 — корпус мельницы; 2 — броневые плиты; 3, 4 — несущий и кольцевой диски; 5 — лопатки; 6 — под-
водящий патрубок; 7 — выходной патрубок; 8 — сепаратор; 9 — отводящий патрубок; 10 — течка воз-
врата; 11 — вал; 12 — электродвигатель
117
Энергетическое топливо и его сжигание
составляет 200—700 ч, в корпусе предусматриваются съемные двери-
люки 10.
Молотковые тангенциальные мельницы просты по конструкции, имеют
малую металлоемкость, небольшой расход электроэнергии на размол (Эрзм
=
=8÷ 15 кВтæч/т), возможность использования для взрывоопасных видов
топлива. Недостатки их следующие: малый срок службы бил, особенно
для топлива с повышенной абразивностью, высокая чувствительность
к попаданию металлических включений, относительно грубый размол.
Производительность выпускаемых в России молотковых мельниц
по подмосковному бурому углю составляет 0,75—28 кг/с.
При пылевидном (факельном) способе сжигания топлива готовая пыль
вместе с транспортирующим ее агентом (отработанным сушильным аген-
том, горячим воздухом) подается в горелку. В горелку поступает и недо-
стающий для горения воздух, называемый вторичным. В зависимости
от принципа организации процесса ввода пылевоздушной смеси и вто-
ричного воздуха горелки делятся на три типа: вихревые, прямоточные
и плоскофакельные.
В вихревых горелках (рис. 5.23) потоки реагентов, подаваемые через
концентрические кольцевые каналы, закручиваются завихрителями раз-
личного типа. Принцип стабилизации процесса горения здесь такой же,
как и в газомазутных вихревых горелках (см. рис. 5.11). Различие заклю-
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
9
A
A
A-A
10
11
Рис. 5.22. Молотковая мельница:
1 — корпус; 2 — броневая плита; 3 — било; 4 — палец; 5 — билодержатель; 6 — диск; 7 — патрубок
для ввода сушильного агента; 8 — патрубок для ввода топлива; 9 — вал; 10 — дверь; 11 — опорно-упор-
ные подшипники
118
ГЛАВА 5
чается лишь в том, что для обеспечения стабилизации процесса горения
требуется эжектирование большого количества продуктов сгорания, что
достигается увеличением втулочного отношения D1 / Dа до 0,4 и более
интенсивной закруткой потоков. Наиболее интенсивная закрутка требу-
ется для углей с малым выходом летучих (антрацита, тощих углей). Для
топлива с V
daf
> 30 % допускается прямоточный ввод пылевоздушной
смеси в горелку. Для закручивания пылевоздушной смеси, подаваемой
по внутреннему каналу, используются лопаточные и улиточные завихри-
тели, а для вторичного воздуха — лопаточные (аксиальные и тангенци-
альные) завихрители. Закрутка потоков осуществляется в одном направ-
лении. С повышением тепловой мощности котла требуется большее число
горелок. Скорость первичного воздуха составляет 14—30 м/с, вторичного —
18,5—40 м/с (бóльшие значения соответствуют топливу с выходом лету-
1
2
34567 8
A
l
1
2
34587 6
A
D
a
D
1
D
a
D
1
A
A
A-A
A-A
a)
б)
Рис. 5.23. Горелки вихревые:
а — лопаточно-лопаточная; б — улиточно-лопаточная; 1 — короб центрального воздуха; 2 —
короб (или улитка) пылевоздушной смеси; 3 — короб вторичного воздуха; 4 — канал цент-
рального воздуха; 5 — канал пылевоздушной смеси; 6 — канал вторичного воздуха; 7 — фор-
сунка растопочная; 8 — завихритель лопаточный
119
Энергетическое топливо и его сжигание
чих V
daf
> 30 % и более мощным горелкам). Для удобства регулирования
процесса горения лопаточные аппараты по вторичному воздуху выпол-
няют поворотными. На горелках с тепловой мощностью более 40 МВт
применяется подача вторичного воздуха по двум каналам.
Положительными качествами вихревых горелок являются: универсаль-
ность по топливу; хорошая организация смешения реагентов; обеспече-
ние стабилизации горения; большая единичная тепловая мощность. Недо-
статки их следующие: конструктивная сложность; сравнительно высокое
гидравлическое сопротивление; выгорание выходных насадок; больший
(при прочих равных условиях) выход оксидов азота по сравнению с дру-
гими горелками; высокая склонность к сепарации топлива.
В прямоточных горелках первичный и вторичный воздух вводится в
топку без дополнительного закручивания. Прямоточная горелка представ-
ляет собой систему каналов первичного и вторичного воздуха, располага-
емую в амбразуре высотой h и шириной b (рис. 5.24). Стабилизация вос-
пламенения осуществляется благодаря эжекции продуктов сгорания
по периферии струи из межгорелочного объема. Требуемая степень пере-
мешивания реагентов достигается соответствующим соотношением ско-
ростей первичного w1 и вторичного w2 воздуха (w1 = 22 ÷ 24 м/с; w2 / w1 =
=1
,
4÷ 2). Меньшие значения w1 и w2/w1 имеют место для антрацита,
полуантрацита и тощих (T ) углей.
1
b
b
x
сл
b2
b1
b
I
I
I
I
h
h
h
I
I
I
I
II
II
II
II
II
a)
б)
в)
Рис. 5.24. Прямоточные горелки:
а — с чередованием по горизонтали
каналов первичного (I) и вторичного
(II) воздуха; б — с односторонней
подачей окислителя; в — ударного
типа
120
ГЛАВА 5
Достоинства прямоточных горелок — простота конструкции, меньшее
аэродинамическое сопротивление, более низкие выходы оксидов азота.
Недостатки их следующие: большая дальнобойность; худшие условия
перемешивания первичного и вторичного воздуха; высокая зависимость
условий воспламенения от общей картины течения в топке.
Прямоточные горелки применяются для сжигания каменных и бурых
углей. Для сжигания углей А, ПА и Т используются горелки с односто-
ронней подачей окислителя (см. рис. 5.24, б).
В плоскофакельных горелках (см. рис. 5.24, в) интенсификация переме-
шивания обеспечивается не только различием w1 и w2, но и соударением
струй первичного и вторичного воздуха, ориентированных под углом друг
к другу (β1 = 40÷50°; β2 = 50÷60°, x
сл
/ b = 2,2 ÷ 2,81). Область примене-
ния этих горелок — угли с V
daf ≥ 15 %. Скорость первичного воздуха w1 =
=22÷ 28 м/с, w2/w1 = 1,4 ÷ 1,8.
Сжигание топлива может осуществляться в режимах твердого (ТШУ)
и жидкого (ЖШУ) шлакоудаления. В первом случае выход летучей золы
составляет 95 %, а 5 % приходится на твердую золу, выводимую из топки
с температурой около 600 °С. При жидком шлакоудалении доля золы
в уносе составляет 80—85 %, а в шлаке соответственно — 20—15 %. Тем-
пература удаляемой жидкой золы соответствует температуре нормального
жидкоплавкого состояния tн.ж
.
Летучая зола выносится из топки вместе
с продуктами сгорания, а шлак выводится через нижнюю часть топки
с использованием механизированной системы шлакоудаления. По конст-
рукции топки с ТШУ и ЖШУ имеют различия (рис. 5.25). В первом слу-
чае экраны нижней части топки выполняются под углом около 52° к гори-
зонту, а во втором — слабонаклонными (8—20°). В зоне активного
горения, где расположены горелки, в топках с ТШУ экраны (рис. 5.26)
цельносварные гладкотрубные, а в топках с ЖШУ они цельносварные
ошипованные с огнеупорной обмазкой, наносимой в целях уменьшения
теплоотвода и получения высокой температуры факела для обеспечения
выхода жидкого шлака.
В России топки с ЖШУ в основном применяются для углей марок А,
ПАиТсV
daf ≤ 15 %. В настоящее время число котлов, выпускаемых с
жидким шлакоудалением, уменьшается, так как у них уже
′
диапазон рабо-
чих нагрузок, заметно выше выход оксидов азота. Проигрывают котлы
с ЖШУ котлам с ТШУ и по капитальным и ремонтным затратам.
Компоновки горелок, применяемые в зависимости от способа шлако-
удаления, приведены в табл. 5.4.
При ЖШУ число ярусов горелок zяр ≤ 2, а при ТШУ zяр
= 1÷5.
Эффективность работы топки оценивается по следующим показателям:
потерям с химическим недожогом q3 (содержанию в продуктах сгора-
ния CO), при правильной организации процесса q3 = 0 %;
121
Энергетическое топливо и его сжигание
потерям с механическим недожогом q4 (наличию в золе и шлаке горю-
чих элементов), q4 = 0,5 ÷ 4 % (бóльшие значения характерны для углей
сV
daf≤9%);
наличию шлакования экранов в топках с ТШУ (налипание золы на
трубы, препятствующее теплоотводу);
надежности выхода жидкого шлака в топках с ЖШУ;
обеспечению устойчивого режима горения в рабочем диапазоне нагрузок;
минимально возможному уровню разверки тепловых потоков по пери-
метру топки;
52°
1
5
—
2
0
°
.
.
a
т
Односторонняя
Встречная
Тангенциальная
Встречносмещенная
а)
bт
б)
Однокамерная
открытая
Полуоткрытая
встречная
Полуоткрытая
тангециальная
Рис. 5.25. Наиболее часто встречающиеся виды компоновок горелок
топок с твердым (а) и жидким (б) шлакоудалением
122
ГЛАВА 5
δ
s
d
в
s
d
а)
б)
d
s
г)
в)
3—4
4—8
8—12
д)
3
3
3
12
3
5
4
12
Рис. 5.26. Конструкции экранов:
а — гладкотрубные; б — с проставкой; в — плавниковые; г — гладкие ошипованные; 1 —
обшивка; 2 — обмуровка; 3 — труба; 4 — шипы; 5 — огнеупорная обмазка
Таблица 5.4
Компоновки горелок в зависимости от типа топки и способа шлакоудаления
Топка
Способ
сжигания
Способ
шлакоудаления
Компоновка горелок
Однокамерная
Факельный
ТШУ
Односторонняя,
встречная,
тангенциальная,
встречносмещенная
Однокамерная и однокамерная
с пережимом
Факельный
ЖШУ
Встречная,
тангенциальная
123
Энергетическое топливо и его сжигание
обеспечению на выходе температуры газов менее допускаемой, опре-
деляемой по условиям отсутствия шлакования первых по ходу газа поверх-
ностей нагрева, располагаемых на выходе из топки;
реализации условий, препятствующих возникновению высокотемпера-
турной сернистой коррозии;
обеспечению на выходе из топки допустимого количества выбросов
NOx
.
Уровень необходимых значений q3 и q4 достигается выбором коэффи-
циента избытка воздуха (αт
= 1,15 ÷ 1,2), соответствующего отношению
скоростей w2 / w1 и интенсивности закрутки потоков для вихревых горе-
лок, а также выбором типоразмеров и компоновки горелок и теплового
напряжения объема топки qV =
(Bp — расчетный расход топлива;
Vт
—
объем топки). Вероятность шлакования снижается за счет выбора
тепловых напряжений поперечного сечения топки qF =
, экранов
в зоне активного горения qа.г
=
(Fа.г
—
площадь поверхности экра-
нов в зоне активного горения) и температуры газов на выходе из этой
зоны θа.г
.
Значения qV, qF , q
а.г
,θ
а.г
принимаются в соответствии с реко-
мендациями по проектированию топок.
Для топок с ЖШУ рассчитываются и условия обеспечения выхода
жидкого шлака.
Тепловые разверки зависят от аэродинамики топки. Наиболее про-
блемной задачей является обеспечение требуемой температуры уходящих
газов
, так как очень трудно оценить соотношение воспринятого
и падающего тепловых потоков, особенно для новых видов топлива, вов-
лекаемых в тепловой баланс ТЭС.
Проблема высокотемпературной сернистой коррозии, характерная для
котлов СКД с ЖШУ, может решаться использованием разомкнутой сис-
темы пылеприготовления или соответствующей аэродинамической орга-
низацией процесса горения.
Для снижения выхода оксидов азота применяются малотоксичные
горелки, двухступенчатая и трехступенчатая схемы сжигания, концентри-
ческое сжигание в сочетании со ступенчатым вводом воздуха, подача
пыли высокой концентрации в горелки, предварительный подогрев уголь-
ной пыли.
Представление о затратах на снижение выбросов NOx при использова-
нии различных технологий можно получить по данным табл. 5.5.
BpQi
r
Vт
-----------
BpQi
r
aтb
т
-----------
BpQi
r
Fа.г
-----------
θт
′′
124
ГЛАВА 5
а)
б)
Центральный
закрученный
поток вторичного
воздуха
Наружный поток
воздуха
.
.
..
Послеводушная
смесь
Вторичный
воздух
в)
Рис. 5.27. Малотоксичная горелка фирмы Steinmüller:
а — конструктивная схема; б — схема организации процесса; в — вид на горелки из топки
125
Энергетическое топливо и его сжигание
На рис. 5.27 изображена конструктивная схема малотоксичной горелки
фирмы Steinmüller. При ее использовании в основе лежит реализация
принципа ступенчатого сжигания в пределах факела каждой горелки. Вто-
ричный воздух делится на два потока. Внутренний поток закручивается и
служит для стабилизации факела, наружный из кольцевого канала выходит
через специальные сопла, размещенные по периферии горелки.
В результате в зоне первичного горения αI < 1. Недостаток воздуха спо-
собствует превращению азота, содержащегося в топливе, в молекулярный
азот. Наружный воздух постепенно смешивается с основным факелом,
обеспечивая полное выгорание топлива без образования у экранов топки
зон с восстановительной атмосферой. При αI = 0,9 выход NOx уменьша-
ется на 40 %, а при αI = 0,75 — в 2 раза. Недостаток этих горелок — уве-
личение в 1,5—1,75 раза потерь с механическим недожогом.
Контрольные вопросы
1. Как классифицируется органическое топливо?
2. Какое топливо относится к энергетическому?
3. В чем причина ориентации энергетики на сжигание газа?
4. В чем заключается подготовка к сжиганию газообразного топлива?
5. Какие теплотехнические характеристики газа следует считать наиболее
важными?
6. Почему вязкость относят к наиболее важным характеристикам мазута?
7. Назовите основные операции при подготовке мазута к сжиганию.
8. В чем заключается организация сжигания газа и мазута в паровых котлах?
Таблица 5.5
Капитальные и эксплуатационные затраты на применение технологий по снижению выбросов
оксидов азота для угольного блока 500 МВт (США)
Технология
Снижение
выбросов NOx
,
%
Затраты
капитальные,
долл/кВт
эксплуатационные
(в расчете на массу), долл/т
Малотоксичные горелки
50
5—20
50—200
Трехступенчатое сжигание
(восстановитель — уголь)
50
38—50
350—470
Трехступенчатое сжигание
(восстановитель — природный
газ) + малотоксичные горелки
60—70
30—60
750—1000*
Селективное
некаталитическое
восстановление
30—50
5—15
300—700
Селективное каталитическое
восстановление
80
70—120
850—1000
* Стоимость газа более чем в 2 раза превышает стоимость угля.
126
ГЛАВА 5
9. Каковы основные проблемы при сжигания газа и мазута в паровых котлах?
10. Какие способы снижения выбросов NOx реализуются на газомазутных
котлах?
11. По каким признакам классифицируется твердое топливо?
12. В чем заключается подготовка к сжиганию твердого топлива?
13. Какие виды размольных устройств существуют и для какого топлива они
применяются?
14. Каковы плюсы и минусы ТШУ и ЖШУ?
15. По каким признакам классифицируются пылеугольные горелки?
16. По каким показателям оценивается работа топочных устройств пылеугольных
котлов?
17. Какие способы снижения NOx применяются на пылеугольных котлах и какова
их эффективность?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Резников М.И. Котельные установки электростанций // М.И . Резников, Ю.М . Липов.
М. : Энергоатомиздат, 1987.
2. Мейкляр М.В. Современные котельные агрегаты ТКЗ / М.В . Мейкляр. М. : Энергия,
1978.
3. Хзмалян Д.М. Теория горения и топочные устройства / Д.М . Хзмалян, Я.А. Каган. М. :
Энергия, 1976.
4. Липов Ю.М. Котельные установки и парогенераторы / Ю.М. Липов, Ю.М . Третьяков.
Ижевск : РХО Дупатса, 2003.
5. Топливо. Топливоприготовление. Топки и топочные процессы: справочник по котель-
ным установкам / под ред. М .И . Неуймина, Т.С . Добрякова. М.: Машиностроение, 1993.
127
Глава шестая
УСТРОЙСТВО И ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК ТЭС И ТЭЦ
Содержание
6.1. Устройство отельной станов и
6.2. Техничес ие требования отельным станов ам
6.3. Устройство и ф н ционирование азомаз тно о отла
6.4. Устройство и ф н ционирование пыле ольно о отла
6.5. Котлы с цир лир ющим ипящим слоем
6.6. Техничес ий ровень отечественно о отлостроения
Контрольные вопросы и задания
Литерат ра для самостоятельно о из чения
6.1. Устройство отельной станов и
Котел — это техническое сооружение, предназначенное для получе-
ния воды или пара заданных параметров за счет теплоты, выделившейся
при сжигании органического топлива.
Котельная установка состоит из котла соответствующего типа и вспо-
могательного оборудования, обеспечивающего функционирование котла
(рис. 6.1).
Каждую котельную установку можно представить как совокупность
пароводяного, топливного, воздушного, газового трактов, а при сжигании
твердого топлива и тракта золошлакоудаления.
Основными элементами котла являются поверхности нагрева — тепло-
обменные поверхности, предназначенные для передачи теплоты от про-
дуктов сгорания к рабочему телу (воде, пароводяной смеси, пару). В зави-
симости от состояния рабочего тела различают нагревательные,
испарительные и пароперегревательные поверхности. Передача теплоты
от продуктов сгорания может осуществляться за счет излучения (радиа-
ции) и конвекции. В соответствии с этим различают радиационные, кон-
вективные и радиационно-конвективные (полурадиационные) поверх-
ности нагрева.
Нагревательной поверхностью в котле является экономайзер 12. Испа-
рительные поверхности — экраны 17 размещают в топке или газоходах
котла, а пароперегревательные 19—22
—
в газоходах и на выходе
из топки. Первые по ходу газов поверхности нагрева пароперегревателя
(ширмы 21), располагаемые на выходе из топки, воспринимают теплоту
128
ГЛАВА 6
как за счет радиации, так и за счет конвекции. Их отличительной особен-
ностью является большой поперечный шаг, превосходящий диаметр труб
в 15 раз и более. Ступени 20, 22 конвективного пароперегревателя уста-
навливаются в соединительном или в соединительном и отпускном газо-
ходах.
В основной пароводяной тракт котла, представляющий собой сово-
купность последовательно расположенных по ходу среды поверхностей
нагрева и соединяющих их трубопроводов, входят: экономайзер 12 с отво-
дящими трубами 13, барабан 14, опускные трубы 15, нижний распредели-
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21 22
23
24
25
26
27
28
29
31
31
32
26
30
Рис. 6.1. Схема котельной установки с барабанным котлом:
1 — транспортер сырого топлива; 2 — бункер сырого топлива; 3 — отсекающий шибер; 4 — питатель сырого
топлива; 5 — топливная течка; 6 — мигалка; 7 — молотковая мельница; 8 — сепаратор; 9 — взрывной кла-
пан; 10 — пылепровод; 11 — горелка; 12 — экономайзер; 13, 18 — отводящие трубы; 14 — барабан; 15 —
опускные трубы; 16 — нижний коллектор; 17 — испарительные экраны; 19 — потолочный перегреватель; 20,
22 — холодная и горячая конвективные ступени пароперегревателя; 21 — ширмы; 23 — воздухозаборное уст-
ройство; 24 — дутьевой вентилятор; 25 — воздухоподогреватель; 26 — воздухопроводы; 27 — золоулови-
тель; 28 — дымосос; 29 — дымовая труба; 30 — установка механизированного шлакоудаления; 31 — канал
гидрозолоудаления; 32 — колонны каркаса котла
129
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
тельный коллектор 16, экраны 17 с отводящими трубами 18, потолочный
перегреватель 19, ширмы 21 и конвективные ступени 20, 22 пароперегре-
вателя.
Топливный тракт котл а включает в себя оборудование для подготовки
топлива к сжиганию и подачи к горелкам (см. рис. 6.1). В данном конкрет-
ном случае он состоит из ленточного транспортера 1, бункера 2 и пита-
теля сырого угля 4, между которыми расположен отсекающий шибер 3,
топливных течек 5 с дозаторами (мигалками) подачи угля 6, мельницы 7
с сепаратором 8, оборудованным взрывными клапанами 9, и пылепрово-
дов 10, по которым готовая угольная пыль подается в горелку 11.
В воздушный тракт котл а входят: воздухозаборное устройство 23,
дутьевой вентилятор 24, воздухоподогреватель 25 и воздухопроводы 26.
Воздушный тракт, кроме воздухозаборного участка, находится под давле-
нием. За счет подогрева воздуха в воздухоподогревателе рекуперативного
(трубчатого) или регенеративного типа утилизируется теплота дымовых
газов, обеспечивается подсушка твердого топлива и интенсифицируется
горение благодаря повышению температуры смеси реагентов.
Продукты сгорания последовательно проходят газоходы со всеми
поверхностями нагрева и после очистки от золы в золоуловителе 27 через
дымовую трубу 29 выводятся в атмосферу. Эти газоходы и оборудование
составляют газовый тракт котла, который может находиться под разре-
жением при наличии дымососа 28 или под давлением (наддувом), если
движение продуктов сгорания в газоходе осуществляется под действием
давления, создаваемого только дутьевым вентилятором.
Установка механизированного шлакоудаления 30, золоуловители 27
и каналы гидрозолоудаления 31 составляют тракт золошлакоудаления.
Котлы классифицируют в соответствии с трактом и его оборудованием.
По виду сжигаемого топлива и соответствующему топливному тракту
различают котлы для газообразного, жидкого, твердого топлива и комби-
нированные.
В соответствии с газовоздушным трактом различают котлы с естест-
венной, уравновешенной тягой или с наддувом. В котлах с естественной
тягой сопротивление газового тракта преодолевается за счет разницы
плотностей атмосферного воздуха и газа в дымовой трубе. Если сопро-
тивление воздушного и газового трактов преодолевается за счет напора,
создаваемого дутьевым вентилятором, то котел работает под наддувом.
В котле с уравновешенной тягой давление в топке и начале газохода
(в области ширмы 21) поддерживается близким к атмосферному (от –2 до
– 3 мм вод. ст.) за счет совместной работы дутьевого вентилятора и дымо-
соса. В настоящее время все котлы изготавливаются газоплотными.
По виду пароводяного тракта котлы делятся на барабанные и прямо-
точные (рис. 6.2). Во всех типах котлов через экономайзер 1 и паропере-
греватель 7 вода и пар проходят однократно. В барабанных котлах
от барабана 2 по опускным трубам 3 и коллектору 4, по подъемным обо-
130
ГЛАВА 6
греваемым трубам экранов 5, сборному коллектору 6, отводящим трубам
11 к барабану 2 среда циркулирует многократно под действием полезного
напора, обусловленного различием высот столбов воды в опускных тру-
бах 3 и пароводяной смеси в подъемных трубах экранов 5. Наличие
в барабанном котле на опускном участке циркуляционного насоса 8
(см. рис. 6.2, б) позволяет выполнить трубы 3 и 5 с меньшим диаметром.
Отличительной особенностью барабанного котла является наличие четкой
границы между уровнем воды и паром в барабане 2. В экранах за один
проход испаряется лишь часть воды (4—25 %), поступающей в котел.
В прямоточных котлах (рис. 6.2, в) среда через все поверхности про-
ходит однократно под действием давления, создаваемого питательным
насосом 9. При докритическом давлении (pпе
< 22 МПа) испарительные
экраны 5 занимают лишь нижнюю радиационную часть (НРЧ) топки,
1
2
3
9
8
4
5
7
б)
1
2
3
9
4
5
6
7
а)
11
1
9
5
в)
7
1
9
8
5
г)
10
7
6
11
Рис. 6.2. Принципиальные схемы пароводяного тракта котла:
а — для барабанного котла с естественной циркуляцией; б — то же с принудительной цирку-
ляцией; в — для прямоточного котла; г — то же с принудительной циркуляцией; 1 — эконо-
майзер; 2 — барабан; 3 — опускная система; 4 — нижний коллектор; 5 — экраны; 6 — верх-
ний сборный коллектор; 7 — пароперегреватель; 8 — циркуляционный насос; 9 —
питательный насос; 10 — линия циркуляции; 11 — пароотводящие трубы
131
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
а экраны в верхней части относятся к радиационным пароперегреватель-
ным поверхностям, являясь частью пароперегревателя 7.
Для увеличения скорости среды на ряде котлов при пониженных
нагрузках обеспечивается принудительно-циркуляционное движение ее с
помощью насосов 8 (комбинированная циркуляция).
Из-за однократного прохождения среды в прямоточных котлах (крат-
ность циркуляции равна 1) к питательной воде предъявляются высокие
требования по солесодержанию Cп.в
. При этом Cп.в
должно соответствовать
солесодержанию пара Cп
, т.е. питательная вода должна быть обессоленной.
В отличие от прямоточных котлов в барабанных Cп.в
>Cп
, так как в послед-
них имеется возможность вывода солей из испарительного тракта с помо-
щью продувки.
По водному объему и удельной металлоемкости прямоточные котлы
на одни и те же параметры пара уступают барабанным, что делает их
менее инерционными и усложняет схему автоматического регулирования.
Таблица 6.1
Номинальные значения основных параметров котлов (ГОСТ 3619—89)
Тип
котла
Паропроизво-
дительность D,
т/ч
Давление пара на
выходе из котла
pпе
, МПа
Температура
перегретого пара tпе
,
°С
Температура
промежуточного
перегрева пара
tпе.вт
,°С
Температура
питательной
воды tп.в
,
°С
E
100; 160
1,4
250
—
100
10; 16; 25; 35
2,4
250
(насыщенный или
перегретый пар)
—
50; 75; 100;
150
2,4
250
—
10; 25: 35; 50;
75; 100; 160
3,9
440
—
145
220; (160)
9,8
540
—
215
(210); 320;
420; 500; 820
13,8
560
—
230
Еп, Пп
670
13,8
545
545
240
Пп
1800
13,8
515
515
240
Пп, Кп 1000; 1650;
2650; 3950
25,0
545
545
270
Примечания: 1. Е
—
котел с естественной циркуляцией; П — прямоточный котел; К —
прямоточный котел с принудительной циркуляцией; п — наличие промежуточного перегрева.
2. В скобках даны значения D ранее выпускавшихся котлов.
132
ГЛАВА 6
Существуют котлы без промежуточного перегрева и с одно- или дву-
кратным промежуточным перегревом пара.
Стационарные паровые котлы характеризуются номинальными значе-
ниями основных параметров, устанавливаемыми ГОСТ 3619—89
(табл. 6.1).
Барабанные котлы без промежуточного перегрева с паропроизводи-
тельностью D ≤ 500 т/ч используются на ТЭЦ, а прямоточные — на кон-
денсационных тепловых электростанциях. На КЭС применяются и котлы
барабанного типа с D = 670 т/ч и pпе
= 13,8 МПа.
Область применения барабанных котлов в мировой практике ограничи-
вается значениями pпе
< 18 МПа и D ≤ 2200 т/ч (в отечественном котлос-
троении D ≤ 820 т/ч). Прямоточные котлы не имеют ограничений по дав-
лению и паропроизводительности.
6.2. Техничес ие требования отельным станов ам
Основные требования к котельным установкам сводятся к обеспече-
нию необходимых рабочих параметров (паропроизводительности, давле-
ния и температуры перегретого пара), экологических показателей, эконо-
мичности рабочего процесса, надежности работы узлов и элементов
оборудования.
Требуемые параметры должны достигаться в диапазоне рабочих нагру-
зок котлов, зависящих от вида и способа сжигания топлива. Так, для газо-
мазутных котлов рабочим является диапазон нагрузок 30—100 % номи-
нальной паропроизводительности. В котлах с ТШУ при выходе летучих
Vdaf≤ 30% он составляет 60—100%, а при V
daf
> 30 % этот диапазон
соответствует 50 — 100 %. В котлах с ЖШУ минимальная нагрузка равна
70 % номинальной.
В барабанных котлах при снижении нагрузки должны выполняться
условия: параметры свежего пара pпе
= const, t
пе
= const, температура пара
промежуточного (вторичного) перегрева tпе.вт
= const), а в прямоточных —
tпе
= const, t
пе.вт
= const.
Экономичность использования топлива собственно в котле определя-
ется в основном тремя видами тепловых потерь: химическим q3 и меха-
ническим q4 недожогами топлива, потерями теплоты с уходящими газами
q2. Обычно экономичность использования топлива устанавливается КПД
котла, определяемым техническим заданием на проектирование. Значения
q3 и q4 являются нормированными и должны обеспечиваться соответству-
ющим выбором горелок, избытком воздуха αт и температурой подогрева
воздуха. Потери с уходящими газами являются самой большой составля-
ющей тепловых потерь. Уменьшить их можно двумя путями: снижением
133
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
избытка воздуха в уходящих газах αух и их температуры θух
.
Снижение
αух обеспечивается обязательным выполнением требования о газоплот-
ном исполнении котла, а снижение θух ограничивается условием мини-
мальной скорости низкотемпературной сернистой коррозии металла воз-
духоподогревателя.
Надежность работы котла достигается при выполнении следующих
требований:
работа топочной камеры должна быть бесшлаковочной, т.е. в процессе
работы с использованием средств очистки не должно происходить про-
грессирующего отложения золы на экранах;
организация процесса горения должна обеспечивать минимальные теп-
ловые разверки по периметру топки;
во избежание шлакования конвективных поверхностей температура
газов в конце топки, перед первыми по ходу газов конвективными
поверхностями нагрева, в том числе и в поворотной камере, должна
соответствовать допускаемой, характерной для данного вида сжигае-
мого топлива;
температура газов перед промежуточным пароперегревателем должна
соответствовать типу принятой пусковой схемы;
геометрические характеристики поверхностей нагрева выбираются
из условия отсутствия эрозии (абразивного износа) при номинальной
нагрузке и заноса золой при минимальной нагрузке котла;
при сжигании загрязняющих видов топлива котельная установка
должна быть оборудована средствами очистки поверхностей нагрева;
схема гидравлического тракта котла должна обеспечивать минималь-
ные гидравлические разверки и, по возможности, максимальное снижение
гидравлических сопротивлений;
уровень массовых скоростей среды в трубах, сортамент и материал
труб должны способствовать выполнению требуемых условий по допус-
каемым уровням температур и механических напряжений;
принимаемые решения должны исключать вероятность возникновения
высокотемпературной ванадиевой и серной коррозии;
конструкции поверхностей нагрева должны отвечать требованиям
блочности, транспортабельности и ремонтопригодности.
Для вспомогательного оборудования устанавливаются следующие тре-
бования:
система химводоочистки должна обеспечивать соответствующее каче-
ство питательной воды ;
система пылеприготовления должна обеспечивать нужную тонкость
помола пыли и ее подсушку во всем диапазоне рабочих нагрузок котла
с возможно меньшими удельными затратами на размол и транспорти-
ровку топлива, в том числе и при отключении части мельниц;
134
ГЛАВА 6
тягодутьевые машины должны выбираться из условия 10 %-ного
запаса и иметь максимально возможный КПД для снижения потерь
на собственные нужды;
КПД золоулавливающих устройств должен находиться на уровне, при
котором концентрация золы на выходе из трубы соответствовала бы
существующим нормативным требованиям;
средства шлако- и золоудаления котла должны быть механизирован-
ными и обеспечивать непрерывный отвод золы из котельной.
В части экологических требований помимо ограничений по выбросам
золы должны предусматриваться меры по обеспечению допускаемых
выбросов оксидов азота и серы в атмосферу (табл. 6.2).
Срок эксплуатации котельной установки определяется в зависимости
от нагрузки: пиковой, полупиковой, базовой.
Коэффициент готовности оборудования и время наработки на отказ
должны быть максимальными.
Котельная установка комплектуется средствами защиты, контроля
иавтоматики.
6.3. Устройство и ф н ционирование азомаз тно о отла
В качестве примера рассмотрим барабанный котел с естественной
циркуляцией паропроизводительностью 500 т/ч на параметры свежего
пара: давление 13,8 МПа, температура 560 °С. Температура питательной
воды составляет 230 °С. Расчетное топливо — природный газ и мазут.
Котел (рис. 6.3) имеет П-образную компоновку и подвесную конструкцию.
Газовый тракт находится под наддувом. Все стены топки, горизонталь-
ного (соединительного) и опускного газоходов выполнены из газо-
Таблица 6.2
Нормативы удельных выбросов оксидов азота из котельных установок (ГОСТ Р50831—95)
Паропроизводительность
котла, т/ч
Топливо
Способ
шлакоудаления
Массовая концентрация NOx
в дымовых газах* (α = 1,4), мг/м3
Менее 420
Газ
—
125
Мазут
—
250
Бурый уголь
ТШУ
300/470**
Каменный уголь
ЖШУ
300/670**
Не менее 420
Газ
—
125
Мазут
—
250
Бурый уголь
ТШУ
300/350**
Каменный уголь
ЖШУ
—/570**
* При нормальных условиях (температура 0 °С, давление 101,3 кПа) в пересчете на сухие газы.
** В числителе даны значения для бурого угля, в знаменателе — для каменного угля.
135
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
1
7
13
11
2
8
3
9
12
14
30 600
7680
10080
7720
3820
3320
34 500
4
5
6
15
16
10
Рис. 6.3. Продольный разрез барабанного котла паропроизводительностью 500 т/ч:
1 — испарительные экраны; 2 — радиационный пароперегреватель; 3 — ширмы; 4 — конвек-
тивные ступени пароперегревателя; 5 — экраны ограждения газоходов котла; 6 — экономай-
зер; 7 — под топки; 8 — аэродинамический выступ; 9 — фестон; 10 — горелки; 11 — опуск-
ной стояк; 12 — подводящие трубы; 13 — раздающие трубы; 14 — «теплый ящик»; 15 —
колонна каркаса; 16 — площадка обслуживания
136
ГЛАВА 6
плотных панелей. В топке размещены испарительные экраны 1 и настен-
ный ленточный пароперегреватель 2, на выходе имеются две ступени
ширм 3. В соединительном газоходе установлены четыре конвективные
ступени пароперегревателя. Потолок топки котла, боковые и нижние
стены соединительного газохода и отпускной конвективной шахты экра-
нированы панелями 5, охлаждаемыми паром. В конвективной шахте рас-
положены два пакета экономайзера 6. Подогрев воздуха осуществляется
в регенеративных воздухоподогревателях (см. рис. 6.7), вынесенных
за пределы здания котельной.
Топочная камера имеет призматическую форму с размерами в плане
7,68×13,52 м. Объем топки равен 1610 м3. Стены топки представляют собой
газоплотные экраны из труб с диаметром и толщиной стенки 60×6 мм,
между ними вварены проставки 21,5×6 мм. Шаг экранов составляет 80 мм.
Под 7 топки, образованный трубами фронтового экрана, имеет угол
наклона к горизонту 15°. Для предотвращения расслоения потока в тру-
бах под выполняется с карборундовым покрытием.
Все экраны топки состоят из панелей, представляющих собой эле-
менты 20 циркуляционных контуров. Задний экран в верхней части обра-
зует аэродинамический выступ 8 глубиной 2,5 м для лучшего обтекания
ширм продуктами сгорания. Для выхода продуктов сгорания из топки
задний экран котла имеет однорядный фестон 9, состоящий из 20 труб
с диаметром и толщиной стенки 133×13 мм.
Топка оборудована восемью вихревыми газомазутными горелками,
расположенными на ее задней стенке в два ряда. Расход через горелку
мазута составляет 4300 кг/ч, а газа — 4500 м3/ч. Горелки предназначены
для раздельного сжигания газа и мазута.
Котел имеет двухступенчатую схему испарения. Вторая ступень испа-
рения состоит из двух контуров (по 12 труб каждого бокового экрана).
Остальные 18 контуров составляют первую ступень. Сепарация пароводя-
ной смеси в первой ступени испарения осуществляется в барабане, а во
второй — в двух выносных цилиндрических циклонах диаметром 426 мм
и толщиной стенки 36 мм.
Барабан (рис. 6.4) имеет внутренний диаметр 1600 мм, толщину
стенки 112 мм и длину 20 100 мм. Он устанавливается на роликовых опо-
рах, обеспечивающих возможность температурных расширений. Отводя-
щие и подводящие трубы трубной системы котла соединяются сваркой со
штуцерами барабана.
Пароводяная смесь II (рис. 6.5) по пароотводящим трубам поступает
в короб 8, из которого она раздается в 68 циклонов 3 и 7, где происходит
отделение пара от воды. Вода из циклонов сливается в поддоны, а пар
направляется в промывочное устройство 2. Промывка осуществляется
в слое питательной воды I, распределяемой по листу с помощью раздаю-
щего короба 10. Проходя через слой питательной воды, пар освобожда-
137
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
Рис. 6.4. Барабан котла (общий вид)
1
2
3
II
III
I
4
5
6
7
5
0
5
0
1
7
5
3⁄4
1
6
0
0
9
10
8
Рис. 6.5. Внутреннее устройство барабана
138
ГЛАВА 6
ется от содержащихся в нем солей. Уровень воды III в барабане в про-
цессе эксплуатации поддерживается постоянным (на 175 мм ниже оси
барабана).
Для вывода солей из котла используется продувка: непрерывная
(из циклонов) и периодическая (из барабана).
Для равномерного распределения пара по пароперепускным трубам
служит дырчатый лист 1 с диаметром отверстий 5 мм. Барабан имеет
линии парового разогрева 5 во время растопки, ввода фосфатов 4, а также
аварийного слива 6 и слива избыточной воды 9 с барботажного листа 2.
Опускная система (см. рис. 6.3) состоит из стояков 11 с подводящими 12
и раздающими 13 трубами.
Схема перегревательного участка пароводяного тракта котла представ-
лена на рис. 6.6. Сухой насыщенный пар на выходе из барабана 1 делится
на два потока. Первый поток поступает в потолочный пароперегреватель
2, переходящий в задний экран конвективной шахты. Второй поток разде-
1
2
3
4
6
7
5
8
9
10
11
12
13
14
Рис. 6.6. Схема движения пара в пароперегревателе котла Е-500:
1 — барабан; 2 — потолочный пароперегреватель; 3 — боковые экраны соединительного газо-
ход а; 4 — экран фронтовой стены конвективной шахты; 5 — экран боковой стены конвектив-
ной шахты; 6 — нижний экран соединительного газохода; 7, 8 — ленточный настенный ради-
ационный пароперегреватель; 9 — ширмы; 10 — регуляторы температуры перегрева пара
(впрыск собственного конденсата); 11 —14
—
конвективные ступени пароперегревателя
139
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
ляется на три подпотока, охлаждающие боковые экраны соединительного
газохода 3, экраны фронтовой 4 и боковой 5 стен конвективной шахты.
Затем три подпотока смешиваются и проходят через нижний экран соеди-
нительного газохода 6. Далее первый поток поступает в шесть верхних,
а второй — в шесть нижних лент радиационного пароперегревателя 7, 8,
располагаемых в топке. Перед поступлением в полурадиационные ширмы
9 среда перемешивается, и в паровом тракте устанавливается первый
регулятор температуры перегрева посредством впрыска собственного
конденсата. Далее пар последовательно проходит первую 11 , вторую 12,
третью 13 и четвертую 14 конвективные ступени. Между первой и второй
и перед выходной ступенями устанавливаются еще два регулятора темпе-
ратуры перегрева. При номинальной нагрузке котла количество впрыски-
ваемого конденсата максимально, оно снижается по мере уменьшения
паропроизводительности. Конденсат для впрыска получают при охлажде-
нии части пара, отбираемого из барабана, питательной водой в спе-
циальной установке, представляющей собой теплообменник несмешива-
ющего типа.
Конструктивно радиационный пароперегреватель состоит из 12 пане-
лей: по четыре панели на фронтовой и задней стенах и по две панели
на боковых. Диаметр и толщина стенки труб составляют 42×6 мм. Дви-
жение пара — прямоточное. Ширмы (по 18 ширм в каждой ступени) пред-
ставляют собой коридорные однопетлевые ленточные поверхности
нагрева из труб с диаметром и толщиной стенки 32×5 мм. В ширмах пар
перегревается до температуры около 450 °С. Коллекторы ширм с помощью
подвесок крепятся к металлоконструкции котла.
Конвективные ступени пароперегревателя змеевикового типа имеют
вертикальную компоновку. В первой, второй и четвертой ступенях движе-
ние потоков теплоносителей организуется по схеме прямотока, а в тре-
тьей — по схеме противотока. Пароперегреватели соединительного газо-
хода подвешиваются с помощью металлоконструкций к потолочному
перекрытию. Все сборные и раздающие коллекторы ширм, потолка и кон-
вективных ступеней пароперегревателя заключены в «теплый ящик»,
обеспечивающий герметичность конструкции.
Одноступенчатый экономайзер 6 (см. рис. 6.3) из труб с диаметром и тол-
щиной стенки 28×4 мм размещается в опускном газоходе и состоит из
двух пакетов. Компоновка труб — шахматная. Потоки теплоносителей
движутся по схеме противотока. Все камеры экономайзера расположены
внутри газохода параллельно фронту котла.
Змеевики верхнего пакета опираются с помощью стоек на выходные
камеры, а нижнего пакета подвешиваются с помощью стоек к выходным
камерам, которые, в свою очередь, устанавливаются на двутавровые
балки, находящиеся внутри газохода.
140
ГЛАВА 6
Подогрев воздуха осуществляется в регенеративном вращающемся воз-
духоподогревателе (рис. 6.7) с диаметром ротора 8846 мм. Движение пото-
ков теплоносителей — противоточное. Подогрев воздуха происходит путем
чередующегося нагрева набивки ротора (тонких гофрированных листов)
и последующего ее охлаждения потоком воздуха. Ротор приводится во вра-
щение с частотой 2 мин–1 электродвигателем. Набивка по высоте ротора
делится на «горячую» (несменяемую) часть и «холодную» (сменяемую),
подверженную низкотемпературной сернистой коррозии при сжигании
мазута. Вес ротора воспринимается нижней опорой, имеющей сферической
подшипник. Верхняя опора воспринимает радиальную нагрузку.
Для снижения выбросов оксидов азота в котле предусмотрена рецирку-
ляция дымовых газов, отбираемых перед экономайзером. Для отбора
газов применяется дымосос рециркуляции газов. Газы рециркуляции
используются и для поддержания температуры перегрева при работе
котла на мазуте.
6.4. Устройство и ф н ционирование пыле ольно о отла
В качестве примера рассмотрим пылеугольный прямоточный котел
П-67 энергоблока 800 МВт, предназначенный для работы на березовском
буром угле в режиме твердого шлакоудаления (рис. 6.8, 6.9).
1
а)
б)
2
3
Воздух
Дымовые
газы
4
5
6
7
Рис. 6.7. Регенеративный воздухоподогреватель:
а — общий вид аппарата; б — пластины металлической набивки; 1 — вал; 2, 3 — нижняя
и верхняя опоры; 4 — секция ротора; 5 — верхнее периферийное уплотнение; 6 — зубья при-
вода; 7 — наружная металлическая обшивка (кожух)
141
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
Газоплотный котел П-67 на сверхкритические параметры пара имеет
Т-образную компоновку и подвесную конструкцию. Параметры назначе-
ния его приведены ниже:
ПаропроизводительностьпотрактуСКД,т/ч........................2650
Давлениеперегретогопара,МПа..................................25
Температураперегретогопара,°С.................................545
Температурапитательнойводы,°С.................................270
Паропроизводительность по тракту промежуточного перегрева, т/ч. . . . . . 2186
Давлениепарапромежуточногоперегрева,МПа......................3,7
Температурапарапромежуточногоперегрева,°С.....................545
Температура пара на входе в промежуточный пароперегреватель, °С . . . . . 290
Сжигаемое топливо — березовский уголь — имеет низкие зольность
(Ar
= 4,7 %) и серность (Sr
= 0,2 %), высокую влажность (W r
= 37%).
Теплота сгорания составляет 15,66 МДж/кг, коэффициент размолоспособ-
ности Gr = 1,3, выход летучих V daf
= 48 %. Наличие в золе большого
количества CaO определяет крайне высокую склонность котла к шлакова-
нию и загрязнению.
Котел оборудован восемью индивидуальными системами пылеприго-
товления прямого вдувания с сушкой топлива дымовыми газами, размо-
лом в мельницах-вентиляторах и транспортировкой его в топку отрабо-
танным сушильным агентом.
Учитывая высокие шлакующие свойства топлива, в котле реализовано
низкотемпературное сжигание, при котором температура газов на выходе
из активной зоны горения не превышает 1270 °С, а на выходе из топки —
1050 °С.
Компоновка прямоточных горелок 3 (см. рис. 6.8) — четырехъярусная,
тангенциальная, одновихревая. Каждая мельница обеспечивает работу
блока из четырех горелок по вертикали.
Топка открытого типа имеет в плане квадратное сечение (aт×bт
= 23×23 м).
Скаты холодной воронки выполнены под углом 52° к горизонтали. В верх-
ней части боковые экраны имеют полупережим для улучшения обтекания
газами поверхностей нагрева. По высоте экраны топки разделены на две
радиационные части: нижнюю 2 и верхнюю 4. Все экраны газоплотные,
выполнены из плавниковых труб диаметром 32×36 мм с шагом 48 мм.
На выходе из топки установлены две ступени ширм 7, 8, а в соедини-
тельном газоходе — несущий фестон 9, ступень ширм 10, выходная сту-
пень промежуточного пароперегревателя ширмового типа 11 и отводящие
трубы фестона 12. В отпускной конвективной шахте находятся выходная
ступень пароперегревателя СКД 13, «холодная» (входная) ступень проме-
жуточного пароперегревателя 14 и экономайзер 15.
Все поверхности конвективной шахты подвешены на трубах 12 (см.
рис. 6.9), охлаждаемых водой после экономайзера. Стены соединитель-
142
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
72000
3912ç5304
106 400
90 100
78 700
73 920
62 400
58 750
38 400
33 800
28 400
23 800
0,000
a
т
çbт
= 23080ç23080
Рис. 6.8. Поперечный разрез котла Пп-2650-25-545 (П-67):
1 — мельница-вентилятор; 2 — экраны НРЧ; 3 — горелка; 4 — экраны верхней радиационной
части (ВРЧ); 5 — паро-паровой теплообменник; 6 — балка потолочного перекрытия здания;
7 — вторая ступень ширм; 8 — третья ступень ширм; 9 — несущий фестон; 10 — первая сту-
пень ширм; 11 — выходная ступень промежуточного пароперегревателя; 12 — отводящие
трубы фестона; 13 — выходная ступень пароперегревателя СКД; 14 — «холодная» ступень
промежуточного пароперегревателя; 15 — экономайзер; 16 — газоход горячих газов, отби-
раемых на сушку топлива; 17 — газоход к воздухоподогревателю
143
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
5
12
3
7
6
4
2
1
8
9
10
11
13
14
15
12000
12000
12000
12000
33000
Рис. 6.9. Продольный разрез котла Пп-2650-25-545 (П-67):
2 — газоход горячих газов; 4 — питатель сырого угля; 6 — бункер сырого топлива; 7 —
транспортер сырого топлива; 8 — сборные коллекторы отводящих труб промежуточного
пароперегревателя; 9 — сборные коллекторы подвесных труб; 10 — газоход отбора газов; 11
—
газоход к воздухоподогревателю; 12 — подвесные и отводящие трубы; остальные обозна-
чения те же, что и на рис. 6.8
144
ГЛАВА 6
ного газохода и конвективной шахты экранированы цельносварными
панелями из труб с диаметром и толщиной стенки 32×6 мм.
По составу поверхностей нагрева и их геометрическим характеристи-
кам левые и правые соединительные газоходы и конвективные шахты
полностью идентичны.
Для отбора газов из поворотной камеры предусмотрены располагае-
мые по центру конвективной шахты газоходы 10 (см. рис. 6.9), из которых
продукты сгорания с температурой 680 °С распределяются по мельницам-
вентиляторам 1.
Подогрев воздуха до 320 °С осуществляется в одноступенчатом вынос-
ном трубчатом воздухоподогревателе. Температура уходящих газов за кот-
лом составляет 160 °С, КПД котла — 91,5 %.
Последовательность включения поверхностей нагрева воды и пара по
ходу рабочего тела представлена на рис. 6.10.
Питательная вода с температурой 270 °С поступает в экономайзер 15,
а затем в подвесные трубы 12 (см. рис. 6.9). После подвесных труб среда
из сборных коллекторов 2 направляется в экраны НРЧ. Экраны НРЧ раз-
делены на две части НРЧ-I и НРЧ-II. Для обеспечения в них одинаковых
значений массовой скорости (около 1650 кг/(м2æс) часть среды байпаси-
руется в обвод НРЧ-I. В последующем перед НРЧ-II организуется смеше-
ние потоков, нагретого в НРЧ-I и поступающего в обвод. После НРЧ-II
среда попадает в одноходовые трубы экранов ВРЧ. При этом боковые
трубы ВРЧ экранируют низ соединительного газохода котла. После сме-
шения среды ВРЧ происходит разделение полученного потока на три
параллельных подпотока, которые направляются к экранам ограждения,
расположенным в зоне повышенной температуры газов: потолочному
Экономайзер
Подвесные
трубы
НРЧ-I
НРЧ-II
ВРЧ
ВРЧ
Байпас
На впрыски
Питательная
вода
tп.в
=270°С
А
Рис. 6.10. Тепловая схема котла П-67:
ШПНД — ширмовый пароперегреватель низкого давления; КПНД — конвективный паропе-
145
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
экрану и вертикальным экранам соединительного газохода. Параллельно
среда поступает в 70 фестонов 9 из труб диаметром 42×11 мм (см.
рис. 6.8). После смешения подпотоков пар направляется сначала в настен-
ные экраны конвективной шахты, а затем в паро-паровой теплообменник
(ППТО) 5, предназначенный для регулирования температуры промежу-
точного перегрева. Здесь пар СКД передает избыточную теплоту в тракт
низкого давления. Для регулирования температуры пара tпе.вт
среда низ-
кого давления (НД) байпасируется в обвод ППТО.
После ППТО в тракте высокого давления (ВД) устанавливается впрыс-
кивающий пароохладитель. Вода на впрыск отбирается до экономайзера.
Далее пар СКД проходит первую по ходу пара и третью по ходу газов сту-
пени ширмовой поверхности нагрева 10 из труб диаметром 32×6 мм
(см. рис. 6.8) и затем направляется во вторую 7 (первую по ходу газов)
итретью8 (вторую по ходу газов) ступени ширм (диаметры труб 32×6
и32×5 мм). Перед выходной конвективной ступенью 13 (диаметр труб
38×6,5 мм), располагаемой в опускном газоходе, осуществляется второй
впрыск. Особенностью прямоточного котла является то, что за счет
впрыска, как это было в барабанных котлах, не регулируется температура
перегретого пара. Он нужен только для динамической регулировки tпе
.
Необходимая температура перегрева обеспечивается поддержанием в про-
цессе эксплуатации постоянства отношения тепловой нагрузки тракта ВД
Q и расхода пара D.
Тракт НД (см. рис. 6.8) состоит из ППТО 5, «холодной» 14 и «горячей»
11 ступеней (диаметр труб 57×4 мм). «Холодная» часть конвективного
А
Потолочный
экран
Экраны сое-
динительного
газохода
Фестон
Экраны кон-
вективной
шахты
ШПНД
Отводящие
трубы
КПНД
Вторая
ступень
ширм
Первая
ступень
ширм
Третья
ступень
ширм
Конвектив-
ный паропе-
регреватель
ППТО
Байпас ППТО
Впрыск 1
Впрыск 2
Растопочный
сепаратор
Пар из турбины для проме-
жуточного перегрева
Пар промежуточного
перегрева
Dвт
=2168 т/ч
tпе.вт
=545°С
D=2650 т/ч
tпе
=545°С
pпе
=25МПа
Свежий пар
регреватель низкого давления
146
ГЛАВА 6
типа находится между конвективной ступенью пароперегревателя ВД
иэкономайзером15.
Отвод среды осуществляется по отводящим трубам 12 со сборными
коллекторами 8 (см. рис. 6.9), вынесенными за пределы газохода. Вторая
ступень промежуточного пароперегревателя выполнена в виде двухпетле-
вых ширм, располагаемых в конце соединительного газохода.
Представление об уровне температуры продуктов сгорания, движу-
щихся по газоходам котла, при нагрузке энергоблока 774 МВт можно
получить из данных табл. 6.3.
6.5. Котлы с цир лир ющим ипящим слоем
Ужесточение требований по количеству вредных выбросов при необхо-
димости вовлечения в топливный баланс ТЭС низкосортного твердого
топлива привело к появлению технологии сжигания в циркулирующем
кипящем слое (ЦКС).
Суть данного метода заключается в следующем. Под слой топлива 2,
разбавляемого инертным материалом, через воздухораспределительную
решетку 1 (рис. 6.11) подается воздух в таком количестве и с таким дав-
лением, что сила его воздействия на частицы должна превышать силу
тяжести последних. В этих условиях в котле становится возможной орга-
низация циркуляции частиц по замкнутому контуру: частицы улавлива-
ются в циклоне 4 и по линии 6 возвращаются в слой. Такая система
не имеет четких границ между слоем в нижней части топки и надслой-
ным объемом. При этом масса циркулирующего материала во много раз
превышает массу воздуха. Особенностью режима ЦКС помимо контура
циркуляции является то, что скорость газов превышает скорость витания
практически всех частиц слоя. Однако, благодаря определенной конфигу-
рации топки в зоне турбулентного слоя вблизи стен, возникают значительные
Таблица 6.3
Температура газов, движущихся по газоходам котла П-67
Газоход
Температура
газов, °С
Газоход
Температура
газов, °С
На выходе из топки
1097
Перед конвективной ступенью
пароперегревателя ВД
830
За ширмами второй ступени
1022
Перед «холодной» частью
конвективной ступени
пароперегревателя НД
709
За ширмами третьей ступени
967
Перед экономайзером
522
Перед промежуточным
пароперегревателем
889
За экономайзером
355
Уходящих газов
168
147
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
зоны обратных токов, обусловленные
как
неравномерностью скоростного
поля, так и соударением частиц, что
делает
режим
течения
отличным
от режима пневмотранспортировки.
Как показывает зарубежный опыт,
технология сжигания в ЦКС при исполь-
зовании в энергетике может конкури-
ровать с традиционным пылевидным
сжиганием. Достоинствами сжигания
топлива в ЦКС являются:
возможность использования широ-
кой гаммы топлива — от низкосортных
высокосернистых углей до нефтяного
коксика;
образование небольшого (обычно не
более 250 мг/м3) количества оксидов
азота за счет ступенчатого подвода воз-
духа и организации сжигания при низ-
кой температуре в слое (менее 900 °С);
высокая (до 90 %) степень связывания оксидов серы при вводе в топку
вместе с топливом известняка, что исключает необходимость установки
систем сероочистки;
устойчивая работа котла без подсветки факела мазутом при снижении
нагрузки до 30 %;
хорошие маневренные характеристики при кратковременных останов-
ках котла;
отсутствие шлакования в топке из-за низкой температуры факела;
упрощенная система подготовки топлива к сжиганию (подается
в топку не пыль, а дробленка с размерами кусков 6—25 мм), обеспечива-
ющая снижение удельных затрат электроэнергии на размол.
К недостаткам технологии сжигания в ЦКС можно отнести:
усложнение конструкции котла за счет установки специальной возду-
хораспределительной решетки (рис. 6.12) и принятия специальных мер
для исключения эрозии поверхностей нагрева;
1
2
3
4
5
6
Воздух
Рис. 6.11. Схема организации процесса в ЦКС:
1 — воздухораспределительная решетка; 2 — слой
топлива и инертного материала; 3 — топка; 4 —
циклон для улавливания частиц; 5 — отвод продук-
тов сгорания в газоходы котла; 6 — линия возврата
уловленных частиц в слой
148
ГЛАВА 6
Рис. 6.12. Воздухораспределительная
решетка котла с ЦКС:
а — общий вид воздухораспределитель-
ной колпачковой решетки; б — монтаж
воздухораспределительной решетки
a)
б)
149
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
наличие большой массы футеровки элементов и длительный пуск из
холодного состояния, приводящий к увеличению расхода топлива при
пуске;
повышенный расход электроэнергии на высоконапорные вентиляторы;
некоторое усложнение конструкций вспомогательных систем котла,
связанное с дренажом слоя, организацией возврата золы, подводом изве-
стняка и др.
В настоящее время наиболее известны пять технологий (схем) сжига-
ния топлива в котле с ЦКС: «Мультисолид», «Лурги», «Пирофлоу», «Цир-
кофлюид», «Бабкок-Вилькокс» (рис. 6.13). Они различаются количеством
теплоты, снимаемым в топке, концентрацией твердой фазы в потоке и его
скоростью, конструкцией, температурными условиями работы и местом
установки по ходу продуктов сгорания золоулавливающих устройств,
наличием или отсутствием выносных зольных теплообменников. Для
всех схем характерны: низкая концентрация углерода в слое (1—3 %),
наличие в топке наравне с радиационным кондуктивного теплообмена,
повышенная концентрация золы в потоке газов.
Сопоставление различных технологий показывает, что каждой из них
присущи свои преимущества и недостатки.
При наличии высокотемпературных золоулавливающих циклонов
(схемы «Мультисолид»и «Лурги») значительно возрастает расход матери-
алов на футеровку, что ведет как к увеличению времени пуска, так и удо-
рожанию установки. В ряде случаев имеет место эрозия циклонов, а раз-
меры котельной ячейки в плане возрастают. При этом высота топки
относительно небольшая. В применяемых схемах имеются выносные
зольные теплообменники-испарители («Мультисолид»), испарители или
пароперегреватели («Лурги»). В схеме «Мультисолид» топки не экраниру-
ются, а в схеме «Лурги» стены топки закрываются испарительными экра-
нами, располагаемыми выше отметки ввода вторичного воздуха. Скорость
газов в топке составляет 6—8 м/с, что обеспечивает пневматическое пере-
мещение частиц топлива и золы. Золовой поток, направляемый в топку
после циклона, может делиться на две части: неохлажденную и охлажден-
ную (около 400—450 °С) после прохождения выносного теплообменника.
Для сохранения теплового баланса и поддержания нужной температуры в
слое количество золы в циклоне в 50—60 раз превышает количество
золы, поступающей с топливом. Вследствие этого концентрация твердой
фазы в потоке газов перед циклоном находится на уровне 10 кг/м3. Коэф-
фициент полезного действия циклона довольно высок и должен состав-
лять около 98 %.
Технология «Пирофлоу» (рис. 6.14), разработанная фирмой Alsthom,
предполагает отказ от установки выносного зольного теплообменника.
Топка полностью экранирована. В ряде случаев в ее верхней части распо-
150
ГЛАВА 6
Р
и
с
.
6
.
1
3
.
О
с
н
о
в
н
ы
е
т
е
х
н
о
л
о
г
и
и
с
ж
и
г
а
н
и
я
т
о
п
л
и
в
а
в
Ц
К
С
:
а
—
«
М
у
л
ь
т
и
с
о
л
и
д
»
;
б
—
«
Л
у
р
г
и
»
;
в
—
«
П
и
р
о
ф
л
о
у
»
;
г
—
«
Ц
и
р
к
о
ф
л
ю
и
д
»
;
д
—
«
Б
а
б
к
о
к
-
В
и
л
ь
к
о
к
с
»
;
1
—
т
о
п
к
а
;
2
—
в
ы
с
о
к
о
т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
н
ы
й
ц
и
к
л
о
н
;
3
—
«
х
о
л
о
д
н
ы
й
»
ц
и
к
л
о
н
;
4
—
э
к
р
а
н
ы
т
о
п
к
и
;
5
—
ш
в
е
л
л
е
р
к
о
в
ы
й
с
е
п
а
р
а
т
о
р
;
6
—
п
е
р
в
и
ч
н
ы
й
в
о
з
д
у
х
;
7
—
в
т
о
р
и
ч
н
ы
й
в
о
з
д
у
х
;
8
—
п
н
е
в
м
о
з
а
т
в
о
р
;
9
—
ш
и
р
м
ы
;
1
0
—
«
ш
и
р
м
ы
-
щ
е
к
и
»
;
1
1
—
э
к
о
н
о
м
а
й
з
е
р
и
п
а
р
о
п
е
р
е
г
р
е
в
а
т
е
л
ь
;
1
2
—
м
у
л
ь
т
и
ц
и
к
л
о
н
;
1
3
—
з
о
л
ь
н
ы
й
т
е
п
л
о
о
б
м
е
н
н
и
к
1
2
4
6
7
8
9
1
1
1
2
1
3
1
2
3
4
5
6
7
8
1
0
1
1
1
3
1
2
4
6
7
8
1
4
6
7
1
6
7
б
)
а
)
в
)
г
)
д
)
151
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Рис. 6.14. Котел с ЦКС по схеме «Пирофлоу» (D = 200 т/ч, t
пе
= 535°С,p
пе
= 13 МПа):
1 — колпачковая решетка; 2 — слой топлива; 3 — короб горячего воздуха; 4 — топка; 5 —
ширма; 6 —циклон; 7 — барабан; 8 — пароперегреватель; 9 — воздухоподогреватель; 10 —
экономайзер
152
ГЛАВА 6
лагаются ступени пароперегревателя. Из-за снижения температуры золы,
вводимой в топку, регулировочные характеристики котла ухудшаются,
при этом уменьшаются масса футеровочных материалов и размеры
ячейки из-за отсутствия зольных теплообменников. Высота топки
несколько большая, чем в схеме «Мультисолид», так как коэффициент
теплопередачи в топке к экранам меньше, чем в зольном теплообменнике.
Количество циркулирующей золы при использовании схемы «Пирофлоу»
больше, и концентрация твердой фазы перед циклоном достигает
20 кг/м3. Фракционный состав топлива, поступающего в слой, зависит от
начальных размеров его кусков. При малом выходе летучих размер кусков
после дробилки для каменного угля составляет около 10 мм, для бурого
угля—до20мм,адляторфа—до60мм.
В настоящее время владельцем данной технологии является фирма
Foster Wheеler, поставляющая котлы в модификации «Компакт-дизайн»
с использованием интегрированных зольных теплообменников типа Intrex
(рис. 6.15), имеющих при температуре золы 650—820 °С для частиц раз-
мером менее 400 мкм коэффициент теплоотдачи к змеевикам около 500—
600 Вт/(м2æ°С). Использование зольных теплообменников позволяет под-
держивать температуру слоя в нужном интервале при регулировании
нагрузки, изменении характеристик топлива.
Технология «Циркофлюид» (фирмы Deutsche Babcock) занимает про-
межуточное положение между технологией «Пирофлоу» и классическим
кипящим слоем.
В нижней части топки имеется псевдоожиженный слой, в который пода-
ется топливо с размерами кусков 10—25 мм. В слое температура на уровне
850 °С поддерживается за счет подачи холодной золы, уловленной в цик-
лоне, который устанавливается в газоходе в зоне температуры газов 300—
450 °С. Скорость дымовых газов в топке почти вдвое меньше, чем в схеме
«Мультисолид». Кратность циркуляции золы равна 10—15, что соответ-
ствует содержанию частиц перед циклоном на уровне 1,5—2 кг/м3.
По конструкции котел с ЦКС по схеме «Циркофлюид» (рис. 6.16) бли-
зок к котлу башенного типа и имеет небольшую высоту. Из-за значи-
тельного уменьшения футеровки время пуска котла минимально (до 3 ч),
а скорость изменения нагрузки близка к этому показателю для пылеуголь-
ных котлов.
Технология «Бабкок-Вилькокс» по существу повторяет схему «Пиро-
флоу» с той лишь разницей, что котел, имеющий классический П-образный
профиль, вместо высокотемпературного циклона оборудуется двухступен-
чатой схемой улавливания частиц (рис. 6.17). Первая ступень состоит
из шести рядов балок швеллерного профиля из жаростойкой легирован-
ной стали (ширина полки 152 мм, высота ее 178 мм), подвешиваемых
153
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
1
2
3
4
5
6
7
13
12
11
10
9
8
Рис. 6.15. Котел фирмы Foster Wheеler ТЭЦ «Эльхо», Польша (N = 274 МВт, p
пе
=
=1
1,2МПа, t
пе
= 538 °С):
1 — барабан; 2 — испарительные ширмы; 3 — топка; 4 — бункер угля; 5 — бункер известняка;
6 — воздушный короб; 7 — водоохлаждаемый шнек золоудаления; 8 — пароперегреватель;
9 — экономайзер; 10 — сепаратор; 11 — воздухоподогреватель; 12 — пароперегреватель Intrex;
13 — горелки воздуховода
154
ГЛАВА 6
к потолку топки. Первые два ряда балок, имеющие по ходу газов шахмат-
ную компоновку, располагаются на выходе из топки, и уловленная зола
сбрасывается вниз под действием силы тяжести вдоль заднего экрана.
Вторая группа швеллеров находится в соединительном газоходе, улов-
ленная зола собирается в накопительном коробе и вводится в топку через
окна в заднем экране. После первой ступени концентрация твердой фазы
в продуктах сгорания составляет 0,05—0,25 кг/кг. Второй ступенью могут
являться мультициклоны батарейного типа. Помимо простоты конструкции
улавливающего устройства и его удобства при монтаже и ремонте в дан-
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
40 200
37 200
000
Рис. 6.16. Котел с ЦКС по схеме «Циркофлюид»:
1 — бункер топлива; 2 — экраны топки; 3 — питатель топлива; 4 — циклон; 5 — барабан; 6 —
пароперегреватели; 7 — подвесные трубы; 8 — экономайзер; 9 — воздухоподогреватель; 10 —
золоуловитель; 11 — дымосос; 12 — дутьевой вентилятор
155
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
ной схеме отсутствует толстостенная обмуровка и упрощаются пуск и
эксплуатация котла.
Как показывает практика, установки с ЦКС наиболее целесообразны
при сжигании низкосортных углей с повышенным содержанием в топливе
Ar
,S
r
иNr
.
Опыт эксплуатации котлов с ЦКС за рубежом подтвердил достаточно
высокие коэффициенты использования мощности, их надежность и готов-
ность. В качестве примера на рис. 6.18 приводятся показатели надеж-
ности работы котла ТЭЦ «Эбенсберг» (США) паропроизводительностью
210 т/ч, работающего на углях с
= 14,2 ÷ 18,9 МДж/кг и Ar
= 32÷49%
(технология «Бабкок-Вилькокс»).
Результаты сравнения экономических показателей котлов с ЦКС
и пылеугольных котлов с сероочистительными установками для энерго-
блоков мощностью 150—300 МВт по разным источникам показывают, что
в среднем технология сжигания топлива в ЦКС обеспечивает преимуще-
ства в себестоимости электроэнергии (92,1 %), капитальных затратах
(92,6 %), затратах на топливо (94,8 %) и на обслуживание и ремонт
(99,2 %). Вместе с тем очень значительное влияние на результаты сравне-
ний оказывают экологическая обстановка в месте установки объекта,
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Рис. 6.17. Конструктивный профиль
котла с ЦКС по схеме «Бабкок-Виль-
кокс»:
1 — экраны; 2 — радиационный паропе-
регреватель; 3, 4 — вторая и первая сту-
пени швеллерковых сепараторов; 5 —
бункер; 6 — стояк; 7 — L-клапан; 8 —
испарители; 9 — экономайзер; 10 — муль-
тициклоны; 11 — пароперегреватель
Qi
r
156
ГЛАВА 6
мощность и коэффициент ее использования, качество топлива и конъюн-
ктура цен на топливо и оборудование.
Пожалуй, самым привлекательным в технологии сжигания топлива
в ЦКС являются высокие экологические показатели, позволяющие обеспе-
чить низкие выбросы NOx и SO3 без использования азото- и сероочисти-
тельных установок. Имеющиеся опытные данные позволяют проектировать
котлы с ЦКС, обеспечивающие выбросы NOx ≤ 200 мг/м3 и связывание
до 90 % SO3 за счет ввода в слой топлива известняка.
В России технология сжигания в ЦКС в первую очередь может быть
использована при замене выработавших свой ресурс пылеугольных кот-
лов паропроизводительностью до 300 т/ч, а также при создании энерго-
блоков мощностью 150—300 МВт, работающих на низкосортных видах
топлива, продуктах углеобогащения, полуантрацитах и антрацитах.
В 2016 г. на Новочеркасской ГРЭС введен в эксплуатацию первый
в России энергоблок, работающий по технологии ЦКС. Котел был изготов-
ленна заводе «Красный котельщик» по проекту финской компании Fоster
Wheller Energia Oy. Его паропроизводительность составляет 1000 т/ч,
начальные параметры пара 24,5 МПа / 565 / 565 °С. В блоке с котлом уста-
новлена паровая турбина К-330-23,5 украинского предприятия «Турбо-
атом» (г. Харьков). Энергоблок удовлетворяет всем нормам и евростан-
дартам по выбросам вредных веществ.
1993
1991
1995
Годы
1997
1999
75
80
85
90
95
100
П
о
к
а
з
а
т
е
л
ь
н
а
д
ё
ж
н
о
с
т
и
,
%
—работа
— плановые остановки
—аварийные остановки
Рис. 6.18. Показатели надежности работы котла с ЦКС ТЭС «Эбенсберг» (США)
157
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
6.6. Техничес ий ровень отечественно о отлостроения
О техническом уровне котлостроения можно судить по различным
показателям. К ним можно отнести:
совершенство организации процесса горения и степень эффективности
использования топлива;
параметры котлов (паропроизводительность, давление и температура
перегретого пара);
экологические показатели;
надежность работы оборудования.
Несмотря на невысокое качество углей, сжигаемых на электростанциях
России, уровни потерь с механическим q4 и химическим q3 недожогами
составляют для каменных углей 1—1,5 %, а для бурых 0,5 %. При этом, как
правило, химический недожог отсутствует. С потерями q3 + q4 < 0,5 %
работают газомазутные котлы. В целом расчетные КПД пылеугольных
котлов составляют 90—95 %. Однако из-за нестабильности в характери-
стиках топлива, разуплотнений газового тракта и загрязнений при эксплуа-
тации КПД уменьшается на 1—2 %. До середины 80-х годов прошлого
столетия в среднем КПД котлов зарубежного и отечественного произ-
водства были достаточно близки. В последнее время из-за удорожания
топлива зарубежными фирмами приняты решения, направленные на уве-
личение КПД за счет уменьшения потерь с уходящими газами. Так,
например, на всех энергоблоках СКД Дании КПД котлов составляет 93—
95 % (бóльшие значения соответствуют сжиганию природного газа) и оста-
ется неизменным в процессе эксплуатации. На энергоблоке СКД мощ-
ностью 1000 МВт ТЭС «Нидераусем», работающем на бурых углях, тем-
пература за котлом θух
= 100 °С, а КПД котла равен 94,4 %. Показательно,
что для обеспечения снижения температуры уходящих газов использо-
ваны идеи и разработки ЗиО (г. Подольск), получившие при реализации
название блоков повышенной эффективности (БПЭ). Суть идеи (рис. 6.19)
заключается в организации частичного нагрева питательной воды не в
подогревателях высокого и низкого давлений турбоустановки, а в газохо-
дах котла. Вследствие уменьшения отбора пара на регенерацию мощность
турбины возрастает. При правильном выборе количества воды, байпаси-
руемой в обвод подогревателей, и места установки газового подогрева-
теля в газоходе рост КПД котла за счет снижения θух превышает падение
КПД турбоустановки
вследствие
увеличения
потерь
теплоты
в конденсаторе. Следовательно, происходит рост КПД энергоблока и его
мощности при сохранении паропроизводительности котла. Блоки повы-
шенной эффективности имеют и еще одно преимущество. Снижение тем-
пературы уходящих газов меняет электропроводность золы, что ведет
к повышению степени улавливания частиц в электрофильтрах и умень-
шению количества выбросов.
158
ГЛАВА 6
В настоящее время ЗиО разработаны схемы БПЭ более чем для 35 ТЭС
с котлами паропроизводительностью 210—2650 т/ч. Однако практическая
их реализация имеет место лишь на небольшом числе объектов.
К сожалению, приходится констатировать тот факт, что многие отечест-
венные разработки, в том числе БПЭ и ленточная навивка экранов в пря-
моточных котлах, в большей степени оказываются востребованными
за рубежом, чем в нашей стране. Возможно, что применительно к БПЭ
известное влияние на внедрение оказывает фактор возникновения низко-
температурной коррозии при снижении θух
, для борьбы с которой за рубе-
жом используется пластик RFA (порошкообразный полимер), которым
не располагают отечественные котлостроители.
Сопоставление средств защиты окружающей среды, реализуемых в оте-
чественных и зарубежных котлах, показывает, что в части внутритопоч-
ных мероприятий (см. § 6.3, 6.4) они одни и те же. Различие заключается
лишь в том, что за рубежом эти меры реализовывались на стадии проек-
тирования, а в нашей стране — на действующих котлах, что в целом ряде
случаев приводит к снижению КПД из-за роста потерь с механическим
недожогом топлива (пылеугольные котлы) и уходящими газами. Сущест-
венное отставание имеет место во внедрении отечественных систем серо-
очистки и каталитических систем очистки газов от оксидов азота.
В настоящее время в мире эксплуатируются более 100 000 энергетиче-
ских установок, реализующих одну из наиболее экологически чистых тех-
нологий — сжигание твердого топлива в кипящем слое. В отечественной
энергетике разработки в области сжигания в стационарном кипящем слое
1
2
3
4
5
6
7
8
Рис. 6.19. Упрощенная схема использования теплоты уходящих газов:
1 — котел; 2 — воздухоподогреватель; 3 — электрофильтр; 4 — десульфуризатор; 5 — гра-
дирня; 6 — дутьевой вентилятор; 7 — водовоздушный подогреватель; 8 — турбинный эконо-
майзер
159
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
были начаты еще в 70-х годах XX в. Эта технология внедрена более чем
на 250 котлах паропроизводительностью до 25 т/ч на предприятиях, в подав-
ляющем большинстве случаев не относящихся к энергетике. На сегод-
няшний день как положительные моменты можно отметить функциониру-
ющие котлы KE-10-1,4 ПС (ОАО «Бийскэнергомаш») и котел Е-75 ТЭЦ
«Ахтме», работавший на сланцах. Несмотря на большой объем исследо-
вательских работ в области кипящего слоя, выполненных в ЦКТИ, ВТИ,
УГТУ, ЭНИН, КазНИИ энергетики, в отличие от США, Германии, Фран-
ции и других стран, начавших исследования одновременно с нашей
страной и имеющих к настоящему времени котлы паропроизводитель-
ностью более 700 т/ч, на отечественных ТЭС нет ни одного котла, нахо-
дящегося в нормальной эксплуатации. Единственный крупный котел
БКЗ-420-138-540, смонтированный на Барнаульской ТЭЦ-3 в 1993 г., до сих
пор находится на стадии освоения. Невостребованными оказались готовые
проекты ВТИ и ПО «Сибэнергомаш» для котлов с ЦКС паропроизводитель-
ностью 500 т/ч на АШ и подмосковном буром угле. Та же участь постигла
разработки для энергоблока мощностью 300 МВт Ростовской ГРЭС.
Нереализованным остается проект по замене котлов ТП-230 Несветай
ГРЭС. Причина этого — отсутствие средств и четкой политики в части
путей развития энергетики.
Только в 2016 г. построен энергоблок с ЦКС мощностью 330 МВт, рас-
смотренный в конце предыдущего параграфа.
В отношении параметров пара и КПД энергоустановок с большим
сожалением приходится констатировать факт об утрате отечественной
энергетикой тех позиций, которые она занимала до конца 1980 г. Еще
в 1949 г. в ВТИ задолго до появления на ТЭС «Эддисстоун» и «Фило-6»
американских энергоблоков суперсверхкритических параметров (ССКП)
была создана и функционировала экспериментальная установка паропро-
изводительностью D = 12 т/ч на параметры пара tпе
= 600 °Сиpпе
=
= 30 МПа. До момента консервации в 1969 г. по причинам, не связанным
с состоянием оборудования, на Каширской ГРЭС функционировал энерго-
блок СКР-100 с котлом паропроизводительностью D = 720 т/ч на пара-
метры пара pпе
= 30МПаиtпе
= 650 °С. К 1955 г. относились проработки
возможности создания энергоблока с pпе
= 30МПаиtпе
= 700 °С.
Несмотря на временное прекращение во всем мире работ по внедрению
котлов ССКП, отечественная энергетика осуществила массовый переход
на энергоблоки СКД с параметрами пара pпе
= 25МПаиtпе
= 565/565 °С.
Число выпущенных энергоблоков СКД мощностью 300—1200 МВт
составило около 150. На тот период удельные показатели по выработке
электроэнергии при сжигании как угля, так и газа были одними из луч-
ших в мире.
Во многом успех энергетики определялся достижениями в области
фундаментальных и прикладных исследований по сжиганию органиче-
160
ГЛАВА 6
ских видов топлива, проводимых в ВТИ, ЦКТИ, ИГИ, КазНИИ энерге-
тики, вузах страны. При этом можно отметить исследования по сжиганию
топлива в кипящем слое, в том числе и под давлением, разработку новых
технологий сжигания топлива с ЖШУ, появление технологий низкотемпе-
ратурного сжигания и сжигания топлива с внутрицикловой газификацией,
применение газотурбинных надстроек с переводом ТЭС на работу по схеме
парогазовых установок и др.
С открытием в начале 70-х годов XX в. крупных газовых месторождений
началась так называемая «газовая пауза», которая тянется до настоящего вре-
мени и привела к свертыванию работ по сжиганию твердого топлива.
За период 1975—2000 гг. по существу ничего не сделано ни в части повы-
шения параметров пара до уровня 1962—1963 гг., когда tпе
= 565/565 °С,
ни в части рационального использования газообразного топлива.
О внедрении энергоблоков ССКП разговоры ведутся давно, но по боль-
шей части этот вопрос поднимается турбинистами. В котлостроении эта
проблема начала рассматриваться лишь в последние годы. Однако кон-
цепции, излагаемые в ряде работ по этому вопросу, далеко не бесспорны.
Это касается технологии организации сжигания, мер по снижению тепло-
вых и гидравлических неравномерностей, организации движения среды
в экранах, использования материалов, арматуры и т.п. В настоящее время
отставание в вопросе внедрения энергоблоков ССКП составляет более
20 лет, и оно будет возрастать, если не будут приняты соответствующие
меры по финансированию и концентрации усилий НИИ, котельных, заво-
дов и вузов.
Контрольные вопросы и задания
1. В чем различие понятий «паровой котел» и «котельная установка»?
2. Назовите тракты котельной установки.
3. Из каких поверхностей нагрева состоит паровой котел?
4. Что включают в себя понятия «воздушный» и «газовоздушный» тракты
котла?
5. За счет чего осуществляется движение среды в контурах барабанных котлов?
Какова область применения котлов типа Е?
6. Перечислите достоинства и недостатки прямоточного котла.
7. Какие параметры котлов определяются стандартом?
8. Какие технические требования предъявляются к паровому котлу?
9. Перечислите требования, предъявляемые к вспомогательному оборудованию
котла.
10. Каковы компоновка поверхностей нагрева в газомазутном котле и особен-
ности конструкции топки газомазутного котла?
11. Как организуется сепарация пара в котле?
12. Какова последовательность включения пароперегревательных поверхностей?
13. Расскажите об организации нагрева воздуха в газомазутном котле.
14. В чем заключается учет особенностей топлива при организации сжигания?
15. Расскажите об организации движения среды в экранах котла П-67.
161
Устройство и функционирование котельных установок ТЭС и ТЭЦ
16. Какова последовательность включения поверхностей нагрева воды и пара
в котле П-67?
17. Перечислите достоинства и недостатки котлов с ЦКС.
18. Каковы особенности различных технологий сжигания топлива в ЦКС?
19. Сопоставьте по различным параметрам пылеугольные котлы и котлы с ЦКС.
20. Какова область применения котлов с ЦКС?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Котл ы большой мощности (отраслевой каталог). М .: НИИЭинформэнергомаш, 1985.
2. Каталог-справочник Подольского машиностроительного завода. Подольск : ОАО
«Машиностроительный завод ЗиО-Подольск», 2000.
3. Развитие технологий подготовки и сжигания топлива на электростанциях: сборник
статей / под ред. А .Г. Тумановского, В.Р. Котлера. М. : ВТИ, 1996.
4. Новые технологии сжигания твердого топлива: их текущее состояние и использование
в будущем: сборник докладов. М . : ВТИ, 2001.
5. Кот е л ь н ы е и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт. Создание
и освоение / под ред. В .Е. Дорощука, В.Б. Рубина. М. : Энергия, 1979.
162
Глава седьмая
УСТРОЙСТВО И ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ АЭС
РАЗЛИЧНОГО ТИПА
Содержание
7.1. Место атомной энер ети и в мире, России и ее европейс ой
части
7.2. Рес рсы, потребляемые АЭС, ее прод ция и отходы произ-
водства
7.3. Представление о ядерных реа торах различно о типа
7.4. Сравнение реа торов типов ВВЭР и РБМК
7.5. Техноло ичес ие схемы производства эле троэнер ии на АЭС
с реа торами типов ВВЭР и РБМК
7.6. Преим щества и недостат и АЭС по сравнению с ТЭС
7.7. Те щее положение и перспе тивы строительства АЭС в Рос-
сииизарбежом
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
7.1. Место атомной энер ети и в мире, России
и ее европейс ой части
Атомными электростанциями (АЭС) называются предприятия,
использующие для выработки электроэнергии ядерные теплосиловые
установки, состоящие из ядерной реакторной установки (ЯРУ) и паротур-
бинной установки.
Ядерная реакторная установка служит для генерации пара высоких
параметров, т.е. играет ту же роль, что и энергетический котел в ПСУ,
работающий на органическом топливе. Функционирование ЯРУ будет
рассмотрено ниже, а сейчас мы отметим только ее несколько важных осо-
бенностей:
источником теплоты для генерации пара является непрерывно протека-
ющая реакция расщепления нейтронами ядер делящихся материалов,
в первую очередь изотопа урана 235U, который служит ядерным топливом;
пар, производимый ЯРУ, — радиоактивный и имеет низкие начальные
параметры: в большинстве ЯРУ он является влажным и имеет давление
не выше 7 МПа, соответственно этому его температура не превышает
300 °С;
163
Устройство и функционирование АЭС различного типа
по техническим причинам в ЯРУ нельзя организовать перегрев
не только свежего пара, но и его промежуточный перегрев, сравнительно
легко реализуемый в энергетическом котле традиционной ТЭС, работаю-
щей на органическом топливе.
Рис. 7.1. Число атомных энергоблоков и их совокупная электрическая мощность для раз-
личных стран мира (по данным МАГАТЭ на 26.06.1012 г.)
США
Франция
Япония
Россия
Республика Корея
Индия
Канада
Китай
Великобритания
Украина
Швеция
Германия
Испания
Бельгия
Чехия
Швейцария
Финляндия
Венгрия
Словакия
Пакистан
Аргентина
Бразилия
Болгария
Мексика
Румыния
ЮАР
Армения
Иран
Нидерланды
Словения
104
58
50
33
23
20
18
16
16
15
10
9
8
7
6
5
4
4
4
3
2
2
2
2
2
2
1
1
1
1
101 465
63 130
44 210
23 643
20 671
4391
12 604
11 814
9246
13 101
9325
12 068
7567
5927
3766
3263
2736
1889
1816
725
935
1884
1906
1300
1300
1830
375
915
482
688
02
04
06
08
01
0
0
Электрическая
мощность
(нетто), МВт
Число блоков, шт.
Страна
164
ГЛАВА 7
Паротурбинная установка АЭС принципиально не отличается от ПТУ
традиционных ПСУ. Имеющиеся различия диктуются особенностями ЯЭУ:
паровая турбина должна работать влажным паром, а необходимый проме-
жуточный перегрев пара должен быть организован внутри ПТУ.
На современных АЭС реакторная установка и ПТУ устанавливаются
в виде моноблоков: каждая ЯЭУ снабжает паром свою и только свою
ПТУ. При этом ЯЭУ и ПТУ располагаются в разных помещениях: в реактор-
ном отделении, часто называемом просто «реактором» или «реакторным
островом», размещается ЯЭУ, а в машинном зале («силовом острове») —
паровая турбина с конденсатором, регенеративными подогревателями
и другим вспомогательным оборудованием.
Среди работающих АЭС имеются и такие, компоновка которых орга-
низована по дубль-блочному принципу, когда ЯЭУ снабжает паром две
паровые турбины. Это, в частности, относится к АЭС с энергоблокам
с реакторами ВВЭР-440 и РБМК-1000, о которых будет изложено ниже.
История атомной энергетики насчитывает более 60 лет. По данным
международного агентства МАГАТЭ, в 2012 г. АЭС эксплуатировались
в 30 странах, приведенных на рис. 7.1. Из 420 энергоблоков АЭС
104 установлены в США, и их суммарная мощность превышает 100 ГВт.
В России по состоянию на 1.01.2016 г. работало 29 атомных энергоблоков
на девяти АЭС, и их совокупная электрическая мощность составляла
27,1 ГВт. В общей выработке электроэнергии, равной 1026 млрд кВтæч,
доля, приходящаяся на АЭС, составила 195 млрд кВтæч, т.е. 19 %.
Перечень и структура АЭС России представлены в табл. 7.1.
Таблица 7.1
Структура АЭС России
АЭС
Электрическая
мощность АЭС,
МВт
Число, шт., ×
× единичная
электрическая
мощность, МВт,
энергоблоков
Тип
реактора
Число, шт., ×
× мощность, МВт,
частота вращения,
с-1
, турбин
Балаковская
4000
4×1000
ВВЭР-1000
4×1000, 25
Нововоронежская
1880
2×440
1×1000
ВВЭР- 440
ВВЭР-1000
4×220, 50
2×500, 25
Кольская
1760
4×440
ВВЭР-440
8×220, 50
Калининская
4000
4×1000
ВВЭР-1000
ВВЭР-1000
2×1000, 25
2×1000, 50
Ростовская
2000
2×1000
ВВЭР-1000
2×1000, 25
Ленинградская
4000
4×1000
РБМК-1000
8×500, 50
165
Устройство и функционирование АЭС различного типа
7.2. Рес рсы, потребляемые АЭС, ее прод ция
и отходы производства
Главное отличие АЭС от ТЭС состоит в использовании ядерного горю-
чего вместо органического топлива. Ядерное горючее получают из природ-
ного урана, который добывают либо в шахтах (Франция, Нигер, ЮАР),
либо в открытых карьерах (Австралия, Намибия), либо способом подзем-
ного выщелачивания (США, Канада, Россия). Природный уран — это смесь
в основном неделящегося изотопа урана 238U (более 99 %) и делящегося
изотопа 235U (0,71 %), который соответственно и представляет собой ядер-
ное горючее. Для работы реакторов АЭС требуется обогащение урана. Для
этого природный уран (рис. 7.2) поступает на обогатительный завод, после
переработки на котором 90 % природного обедненного урана направляется
на хранение, а 10 % обогащается до 3,3 — 4,4 % для энергетических реак-
торов.
Обогащенный уран (точнее — диоксид урана) направляется на завод,
изготавливающий твэлы — тепловыделяющие элементы. Из диоксида
урана делают цилиндрические таблетки диаметром около 9 мм и высотой
Окончание табл. 7 .1
АЭС
Электрическая
мощность АЭС,
МВт
Число, шт., ×
× единичная
электрическая
мощность, МВт,
энергоблоков
Тип
реактора
Число, шт., ×
× мощность, МВт,
частота вращения,
с-1
, турбин
Смоленская
3000
3×1000
РБМК-1000
6×500, 50
Курская
4000
4×1000
РБМК-1000
8×500, 50
Белоярская
600
1×600
БН-600
3×200, 50
100
1000 природно о урана
(7,1
235U)
Обедненный уран на хранение:
897,3
238U и 2,7
235U
(всео900 )
На переработ у:
94,03
238U
1,26 235U
0,74 плутония
3,97 проду тов деления
А тивная
зона
реа тора
Завод
по из отовлению
твэлов
Завод
по обо ащению
урана
100
(всео100 )
95,6
238U и 4,4
235U
Рис. 7.2. Превращения ядерного горючего в топливном цикле (для водо-водяного реак-
тора ВВЭР-1000)
166
ГЛАВА 7
15—30 мм. Эти таблетки помещают в герметичные тонкостенные цирконие-
вые трубки длиной почти 4 м. Это и есть твэлы. Твэлы собирают
в тепловыделяющие сборки (ТВС), сотоящие из нескольких сотен штук твэ-
лов, эти сборки удобно помещать и извлекать из активной зоны реактора.
Все дальнейшие процессы «горения» — расщепление ядер 235U с образо-
ванием осколков деления, радиоактивных газов, распуханием таблеток —
происходят внутри трубки твэла, герметичность которой должна быть
гарантирована.
После постепенного расщепления 235U и снижения его концентрации
до 1,26 % (см. рис. 7.2), когда мощность реактора существенно уменьша-
ется, ТВС извлекают из реактора, некоторое время хранят в бассейне
выдержки, а затем направляют в хранилище.
Таким образом, в отличие от ТЭС, где топливо сжигается полностью
(по крайней мере к этому стремятся), на АЭС добиться 100 %-ного рас-
щепления ядерного горючего невозможно. Отсюда — невозможность
оценивать КПД АЭС с помощью удельного расхода условного топлива.
Здесь же подчеркнем, что на АЭС не используется воздух для окисления
топлива, отсутствуют какие-либо выбросы золы, оксидов серы, азота,
углерода и др., характерные для ТЭС. Мало того, даже радиоактивный
фон вблизи АЭС меньше, чем вблизи ТЭС (этот фон создается элемен-
тами, содержащимися в золе угля). Результатом деления ядер расщепляю-
щихся элементов в ядерном реакторе является выделение огромного
количества теплоты, которое используется для получения пара.
Таким образом, ядерный реактор АЭС — это аналог парового котла
в ПТУ ТЭС. Сама ПТУ АЭС принципиально не отличается от ПТУ ТЭС:
она также содержит паровую турбину, конденсатор, систему регенерации,
питательный насос, конденсатоочистку. Так же, как и ТЭС, АЭС потреб-
ляет громадное количество воды для охлаждения конденсаторов.
Полезным продуктом работы АЭС служит электроэнергия Э. Для оценки
эффективности АЭС, точнее энергоблока АЭС, служит его КПД нетто:
η нетто
= Э/Qреак
,
(7.1)
гд е Э — отпущенная за выбранный период электроэнергия; Q реак
—
тепло, выделившееся в реакторе за этот период.
Подсчитанный таким образом КПД АЭС составляет всего 30—33 %,
но сравнивать его с КПД ТЭС, составляющим 37—42 %, строго говоря,
не вполне правомочно.
Подобно тому, как ТЭС имеет отходы в виде золы и других выбросов,
АЭС также имеет отходы, однако они особого вида. Это, в первую оче-
редь, отработавшее ядерное топливо, а также другие радиоактивные
остатки. Эти отходы утилизируют: сначала их выдерживают в специаль-
ных бассейнах внутри реакторного отделения для уменьшения радиоак-
тивности, а потом направляют в хранилище радиоактивных отходов.
167
Устройство и функционирование АЭС различного типа
Подведем итог: АЭС — это энергетическое предприятие, вырабаты-
вающее электроэнергию из энергии, выделяющейся при радиоактивном
распаде элементов, содержащихся в твэлах.
7.3. Представление о ядерных реа торах различно о типа
Принципиальная схема ядерного реактора на так называемых теп-
ловых (медленных) нейтронах показана на рис. 7.3. Перед тем, как
перейти к описанию его работы, напомним, что расщепление ядра деля-
щегося элемента происходит вследствие попадания в него нейтрона. При
этом возникают движущиеся с большой скоростью осколки деления (ядра
других элементов) и два-три новых нейтрона. Последние способны вызы-
вать деление новых ядер, и характер дальнейшего процесса будет зави-
сеть от изменения баланса нейтронов. Если из образующихся после каж-
дого акта расщепления ядра двух-трех нейтронов один-два нейтрона
будут «погибать» (т.е. не вызывать акта следующего деления), то остав-
шийся и расщепивший следующее ядро один нейтрон будет постоянно
«поддерживать» их существование. Например, в некоторый начальный
момент существовало 100 нейтронов, то при описанных выше условиях
этот уровень нейтронов будет поддерживаться постоянным, и реакция
деления будет носить стационарный характер. Если число нейтронов
постоянно будет увеличиваться, то произойдет тепловой взрыв, если
уменьшаться, то реакция прекратится (или перейдет на меньший уровень
2
1
3
4
5
Теплоноситель
Рис. 7.3. Схема ядерного реактора на тепловых нейтронах:
1 — регулирующий стержень; 2 — биологическая защита; 3 — отражатель; 4 — замедлитель;
5—твэл
168
ГЛАВА 7
тепловыделения). Чем выше стационарный уровень числа существующих
нейтронов, тем больше мощность реактора.
Образующиеся в результате деления нейтроны могут быть быстрыми
(т.е. иметь большую скорость) и медленными (тепловыми). Вероятность
захвата медленного нейтрона ядром и его последующего расщепления
больше, чем быстрого нейтрона. Поэтому твэлы окружают замедлителем
(обычно это вода, графитовая кладка и другие материалы). Быстрые ней-
троны замедляются, и поэтому рассматриваемые ниже энергетические
реакторы относятся к реакторам на медленных (тепловых) нейтронах.
Для уменьшения утечки нейтронов из реактора его снабжают отража-
телем. Обычно он делается из таких же материалов, что и замедлитель.
Изменяют мощность реактора с помощью стержней системы регули-
рования и защиты (СУЗ), выполненных из материалов, хорошо погло-
щающих нейтроны. При опускании стержней (рис. 7.3) поглощение ней-
тронов увеличивается, общее число нейтронов уменьшается, и мощность
реактора также уменьшается вплоть до полной остановки.
Реактор окружается биологической защитой — кладкой из тяжелого
бетона, предохраняющей персонал от воздействия медленных и быстрых
нейтронов и ионизирующего излучения.
Количество стационарно существующих нейтронов определяет число
образующихся осколков деления ядер, которые разлетаются в разные сто-
роны с огромной скоростью. Торможение осколков приводит к разогреву
топлива и стенок твэлов. Для снятия этого тепла в реактор (рис. 7.3) пода-
ется теплоноситель, нагрев которого и является целью работы ядерного
реактора. В наиболее распространенных типах ядерных реакторов
в качестве теплоносителя используют обычную воду, естественно, высо-
кого качества.
Практически вся мировая атомная энергетика базируется на кор пусн ых
реакторах. Как следует из самого названия, их главной особенностью
является использование для размещения активной зоны толстостенного
цилиндрического корпуса.
В свою очередь, корпусные реакторы выполняют с водой под давле-
нием (в английской транскрипции PWR — pressed water reactor, в русской
ВВЭР — водо-водяной энергетический реактор) и кипящие (BWR —
boiling water reactor). В водо-водяном реакторе циркулирует только вода
под высоким давлением. В кипящем реакторе в его корпусе над поверх-
ностью жидкости образуется насыщенный водяной пар, который направ-
ляется в паровую турбину. В России корпусные реакторы кипящего типа
не строят. В корпусных реакторах и теплоносителем, и замедлителем явля-
ется вода.
Альтернативой корпусным реакторам являются канальные реакторы,
которые строили только в бывшем Советском Союзе, под названием
РБМК — реактор большой мощности канальный. Такой реактор представ-
ляет собой графитовую кладку с многочисленными каналами, в каждый из
которых вставляется как бы небольшой кипящий реактор малого диаметра.
Замедлителем в таком реакторе служит графит, а теплоносителем — вода.
На рис. 7.4, а показан продольный разрез реактора ВВЭР-1000,
на рис. 7.4, б — его внешний вид, а в табл. 7.2 представлены основные
характеристики реакторов ВВЭР-1000 и ВВЭР-440.
169
Устройство и функционирование АЭС различного типа
~
1
3
5
5
0
9
8
7
6
5
4
3
2
1
3
4
~
1
9
1
4
0
3⁄4 4535
a)
б)
Вода
Вода
Активная
зона
Рис. 7.4. Ядерный реактор ВВЭР-1000:
а — продольный разрез; б — общий вид;
1 — привод стержней СУЗ; 2 — шпилька
с колпачковой гайкой; 3 — крышка корпуса
реактора; 4 — корпус реактора; 5 — под-
весная шахта; 6 — кольцевое уплотнение;
7— пояс активной зоны;8—ТВС;9—
ТВС с регулирующим элементом
170
ГЛАВА 7
На рис. 7.5 показан корпус реактора ВВЭР-440 во время изготовления
на заводе.
Корпус реактора состоит из цилиндрического сосуда (см. рис. 7.4)
икрышки3, притягиваемой к сосуду многочисленными шпильками 2 со
специальными колпачковыми гайками. В сосуде подвешивается шахта 5,
представляющая собой тонкостенный сосуд с уплотнением 6 и системой
отверстий, обеспечивающих направленное движение теплоносителя. Теп-
лоноситель (вода) с давлением 15,7 МПа и температурой 289 °С посту-
пает по четырем штуцерам в кольцевое пространство между корпусом
и шахтой и движется вниз между ними. На этой стадии вода выполняет
функцию отражателя нейтронов. Дно шахты 5 имеет многочисленные
отверстия, через которые вода попадает внутрь шахты, где располагается
активная зона, состоящая из отдельных шестигранных ТВС (рис. 7.6),
каждая из которых содержит 312 твэлов (рис. 7.7).
Поступивший через перфорированное дно шахты теплоноситель дви-
жется вверх, омывает твэлы, разогретые в процессе деления ядерного
горючего, нагревается и с температурой 322,5 °С через перфорации
в верхней части шахты и четыре выходных отверстия направляется
в четыре парогенератора.
Корпус реактора представляет собой уникальную конструкцию, сва-
ренную из отдельных обечаек (рис. 7.8), изготавливаемых ковкой. Масса
обечаек достигает почти 100 т. Они выполняются двухстенными. Наруж-
ная часть — из термостойкой высокопрочной стали, а внутренняя плаки-
руется слоем аустенитной нержавеющей стали толщиной 10—20 мм.
Масса корпуса без крышки превышает 300 т, а крышки и шпилек дости-
гает 100 т.
Таблица 7.2
Основные характеристики реакторов ВВЭР
Показатель
Энергетический реактор
ВВЭР-1000
ВВЭР-440
Тепловая мощность, МВт
3000
1375
Энергетическая мощность энергоблока, МВт
1000
440
КПД энергоблока, %
33,0
31,5
Давление теплоносителя в первом корпусе, МПа
15,7
12,26
Температура воды на входе, °С
239
269
Средний подогрев воды в реакторе, °С
33,5
31,0
Расход воды через реактор, м3/ч
76 000
39 000
Число циркуляционных петель, шт.
4
6
Загрузка топлива, т
66
42
Обогащение топлива, %
4,4
3,3
Характеристики корпуса реактора (без крышки):
максимальный диаметр (с патрубками), мм
5280
4350
внутренний диаметр, мм
4070
3560
высота, мм
10 850
11 800
масса, т
304,0
208,8
171
Устройство и функционирование АЭС различного типа
Рис. 7.5. Корпус ядерного реактора ВВЭР-1000
172
ГЛАВА 7
На рис. 7.9 показаны поперечные разрезы по активной зоне и по при-
водам СУЗ реактора ВВЭР-440, имеющего конструкцию, аналогичную
реактору ВВЭР-1000. Сам реактор вместе с биологической защитой пока-
зан на рис. 7.10. Его технические данные приведены в табл. 7.2.
Реактор канального типа РБМК-1000 показан на рис. 7.11, а его тех-
нические данные следующие:
Мощностьэнергоблокаэлектрическая,МВт......................... 1000
Мощностьреакторатепловая,МВт................................. 3200
КПД,%........................................................31,3
Высотаактивнойзоны,м.........................................7
Диаметрактивнойзоны,м........................................1,8
Числоканалов.................................................. 1693
Загрузкатоплива,т..............................................192
Обогащениетоплива,%..........................................2
Диаметртвэла,мм...............................................13,6
1
2
3
1
2
,
7
5
1
2
,
6
9
,
1
238
9,1 ́ 0,65
1
3
8
6
0
2
3
4
2
5
3
5
0
0
Рис. 7.6. Тепловыделяющая сборка реактора типа ВВЭР-1000:
1 — центральная трубка; 2 — твэлы; 3 — трубка для стержней
регулирования
Рис. 7.7. Тепловыделяющий элемент:
1 — наконечник; 2 — разрезная втулка; 3 — оболочка; 4 — топливная
таблетка; 5 — нижняя заглушка
o
173
Устройство и функционирование АЭС различного типа
2
6
5
0
3⁄4 260
3⁄4 195
3⁄4 4610
3⁄4 4660
3⁄4 4450
3⁄4 4595
3⁄4 4585
3⁄4 4950
5280
3⁄4 4535
2
9
0
0
1
3
0
0
3
2
5
1
4
2
5
2
0
0
0
2
2
0
0
2
5
7
0
2
4
0
0
5
0
0
3⁄4850
1
0
8
9
7
3⁄4850
85,7 т
87,9 т
96,6 т
70т
42т
62,4 т
75,5 т
Рис. 7.8. Элементы для изготовления корпуса реактора ВВЭР-1000 с указанием разме-
ров и масс
174
ГЛАВА 7
Он состоит из собственно реактора 1, барабанов-сепараторов 5, главных
циркуляционных насосов 6 и водяных и пароводяных коммуникаций.
Активная зона реактора представляет собой графитовую кладку 10
(рис. 7.12) из блоков сечением 250 × 250 мм. В центре каждого блока
выполнено вертикальное отверстие (канал), в которое помещается паро-
генерирующее устройство. Совокупность парогенерирующего устрой-
ства, кладки и элементов их установки называют технологическим кана-
лом. Он включает в себя трубу, состоящую из центральной
(циркониевой) части 11 , расположенной в области графитовой кладки
10, и двух концевых частей 4 и 14, выполненных из нержавеющей стали.
Внутри центральной части трубы подвешивается ТВС, состоящая
из двух последовательно расположенных пучков (рис. 7.13). Каждый
пучок состоит из 18 стержневых твэлов наружным диаметром 13,6 мм
с толщиной стенки 0,9 мм и длиной 3,5 м.
В нижнюю концевую часть трубы 14 каждого канала поступает вода
от главного циркуляционного насоса (ГЦН) (см. рис. 7.11) и движется
вверх, омывая пучки 9 ТВС (см. рис. 7.12). При этом вода нагревается
4
3
2
1
4
7
6
5
1
0
0
°
3⁄4
3
5
6
0
3⁄4
4
2
7
0
Рис. 7.9. Поперечные разрезы реактора ВВЭР-440:
1 — канал контроля тепловых потоков; 2 — сборка СУЗ; 3 — топливная сборка; 4 — корпус;
5 — вход теплоносителя; 6 — выход теплоносителя; 7 — канал контроля нейтронного потока
175
Устройство и функционирование АЭС различного типа
11 800
3860
1080
1
2
3
4
5
Рис. 7.10. Реактор ВВЭР-440 в бетонной шахте и с защитным колпаком:
1 — верхний блок с приводами СУЗ; 2 — шахта реактора; 3 — выемная корзина; 4 — активная
зона; 5 — корпус реактора
176
ГЛАВА 7
до состояния кипения, частично испаряется и с массовым паросодержа-
нием примерно 15 % поступает в барабан-сепаратор 5 (см. рис. 7.11).
Здесь вода и пар разделяются: пар направляется в паровую турбину,
а вода с помощью ГНЦ снова возвращается в технологические каналы.
Активная зона (графитовая кладка) окружается стальным герметич-
ным кожухом и заполняется смесью гелия и азота при небольшом избы-
точном давлении.
Активная
зона
4
3
1
5
6
2
Рис. 7.11. Реактор РБМК-1000:
1 — собственно реактор; 2 — водяные коммуникации; 3 — пароводяные коммуникации; 4 —
перегрузочная машина; 5 — барабан-сепаратор; 6 — ГЦН
177
Устройство и функционирование АЭС различного типа
6
7
5
4
3
1
2
14
15
8
9
16
11
10
12
13
Вода
Паро-
водяная
смесь
Рис. 7.12. Технологический канал реактора РБМК-1000:
1 — стальная пробка биологической защиты; 2 — биологическая защита; 3, 12 — верхняя
и нижняя металлоконструкции реактора; 4, 14 — концевые части трубы технологического
канала; 5 — крепление верхней концевой части к корпусу технологического канала; 6 — под-
веска ТВС; 7 — запорная пробка; 8 — упругие разрезные графитовые кольца; 9 — пучки ТВС;
10 — графитовая кладка; 11 — центральная (циркониевая) часть трубы технологического
канала диаметром 88 мм и толщиной 4 мм; 13 — бетонное основание; 15 — сильфонные ком-
пенсаторы; 16 — сальниковое уплотнение
178
ГЛАВА 7
1
0
0
6
5
1
2
3
4
5
Б
Б
A
A
А-А
Б-Б
5
4
6
7
Рис. 7.13. Пучок твэлов ТВС реак-
тора РБМК:
1 — подвеска; 2 — переходник; 3 —
хвостовик; 4 — твэл; 5 — несущий
стержень; 6 — наконечник; 7 — гайка
179
Устройство и функционирование АЭС различного типа
7.4. Сравнение реа торов типов ВВЭР и РБМК
В ЕЭС России работают 17 водо-водяных реакторов типа ВВЭР общей
мощностью 13 640 МВт и 11 канальных графитовых реакторов типа
РБМК общей мощностью 11 000 МВт.
Главное преимущество реакторов типа ВВЭР перед РБМК состоит
в их большей безопасности. Это определяется тремя причинами:
реактор ВВЭР принципиально не имеет так называемых положитель-
ных обратных связей, т.е. в случае потери теплоносителя и прекращения
охлаждения активной зоны цепная реакция горения ядерного топлива
затухает, а не разгоняется, как в РБМК;
активная зона ВВЭР не содержит горючего вещества (графита), кото-
рого в активной зоне РБМК около 2 тыс. т;
реактор ВВЭР имеет защитную оболочку, не допускающую выхода
радиоактивности за пределы АЭС даже при разрушении корпуса реак-
тора; выполнить единый защитный колпак для РБМК невозможно из-за
большой разветвленности труб реакторного контура.
Самое главное преимущество реактора ВВЭР — высокая безопасность,
роль которой полностью осознали, к сожалению, лишь после Чернобыль-
ской катастрофы, хотя это было известно давно. И то, что в энергетике Рос-
сии энергоблоки РБМК получили тем не менее широкое распространение,
объяснятся тем, что до ввода в конце 70-х годов ХХ в. завода «Атоммаш»,
выпускающего реакторы типа ВВЭР, в бывшем СССР могло производиться
только по одному корпусу реактора в год (на Ижорском заводе).
Однако в защиту РБМК необходимо указать еще несколько факторов.
Корпус ВВЭР имеет гигантские размеры, а изготовление его весьма
трудоемко. Его размеры ограничены достижением предельного состоя-
ния прочности, так как механические напряжения, разрывающие корпус,
пропорциональны его диаметру и внутреннему давлению в нем (при этом
необходимо учитывать охрупчивание металла под действием нейтрон-
ного облучения). Кроме того, габаритные размеры корпуса ВВЭР огра-
ничены требованиями железнодорожной перевозки. Все это приводит
к тому, что для ВВЭР имеется некоторая предельная мощность, обу-
словленная размерами корпуса. Например, максимальная мощность
ВВЭР в США достигла 1300 МВт и длина его корпуса составляет 13,42 м
при диаметре 5,6 м. Для РБМК таких проблем нет, так как его мощность
может быть увеличена простым наращиванием числа параллельных техно-
логических каналов в графитовой кладке (при этом, конечно, усложняется
система раздачи и сбора пара из технологических каналов). Повышение
единичной мощности реакторов очень важно, так как стоимость строитель-
ства современных АЭС весьма высока и превышает 3000 долл/кВт. Повы-
шение единичной мощности всегда приводит к снижению стоимости 1 кВт
установленной мощности, так как при этом укрупняются такие элементы,
как ГЦН, парогенераторы (или барабаны-сепараторы), паровая турбина
со всем ее сложным хозяйством, удешевляется удельная стоимость сис-
180
ГЛАВА 7
темы автоматики, водоснабжения и др. Много лет на Игналинской АЭС
(Литва) работало два реактора типа РБМК мощностью по 1500 МВт (эл.).
Важным преимуществом реактора типа РБМК является возможность
непрерывной перегрузки топлива (замены ТВС) перегрузочной машиной
(см. рис. 7.11), с помощью которой ежесуточно заменяют три-четыре ТВС.
Реактор типа ВВЭР необходимо останавливать ежегодно [со снятием
верхнего блока и крышки (см. рис. 7.4)] для того, чтобы извлечь 1/3 топлива
из центральной части активной зоны, где выгорание идет быстрее. Затем
1/3 топлива перемещают из средней части активной зоны в центральную
часть и из периферийной — в среднюю; в освобожденной периферийной
части активной зоны устанавливаются ТВС со свежими твэлами. Правда,
перегрузку топлива совмещают с планово-предупредительными ремон-
тами (ППР) длительностью 20—40 сут другого оборудования энерго-
блока. Но в любом случае необходимость ежегодной перегрузки топлива
(сейчас постепенно решается вопрос о продлении топливной компании
до 18 мес) приводит к снижению коэффициента использования установ-
ленной мощности (КИУМ).
7.5. Техноло ичес ие схемы производства эле троэнер ии на АЭС
с реа торами типов ВВЭР и РБМК
Реакторы типа ВВЭР используют для строительства двухконтурных
АЭС. Как следует из названия, такая АЭС (рис. 7.14) состоит из двух кон-
туров. Первый контур расположен в реакторном отделении. Он вклю-
чает в себя реактор типа ВВЭР, через который с помощью ГЦН прокачи-
вается вода под давлением 15,7 МПа (160 ат). На входе в реактор вода
имеет температуру 289 °С, на выходе — 322 °С. При давлении 160 ат
вода может закипеть, как видно из рис. 1.2, только при температуре
346 °С, и, таким образом, в первом контуре двухконтурной АЭС всегда
циркулирует только вода без образования пара.
Из ядерного реактора ЯР вода с температурой 322 °С направляется
в парогенератор. Парогенератор — это горизонтальный цилиндрический
сосуд (барабан), частично заполненный питательной водой второго кон-
тура; над водой имеется паровое пространство. В воду погружены много-
численные трубы парогенератора ПГ, в которые поступает вода из ядер-
ного реактора. Можно сказать, что парогенератор — это кипятильник,
выпаривающий воду при повышенном давлении. С помощью питатель-
ного насоса ПН и соответствующего выбора турбины в парогенераторе
создается давление, существенно меньшее, чем в первом контуре (для
реактора ВВЭР-1000 и турбины мощностью 1000 МВт это давление све-
жего пара р0 = 60 ат). Поэтому уже при нагреве до 275 °С в соответствии
с рис. 1.2 вода в парогенераторе закипает вследствие нагрева ее теплоно-
сителем, имеющим температуру 322 °С. Таким образом, в парогенера-
торе, являющимся связывающим звеном первого и второго контуров
(но расположенном в реакторном отделении), генерируется сухой насы-
181
Устройство и функционирование АЭС различного типа
щенный пар с давлением р0 = 60 ат и температурой t0 = 275 °С (свежий
пар). Если говорить строго, то этот пар — влажный, однако его влаж-
ность мала (0,5 %).
Этот пар направляется в ЦВД паровой турбины. Здесь он расширяется
до давления примерно 1 МПа (10 ат). При этом давлении влажность пара
достигает 10—12 %, и капли влаги, движущиеся с большой скоростью,
могут привести к интенсивной капельной эрозии и размывам деталей про-
точной части паровой турбины. Поэтому из ЦВД пар направляется в сепа-
ратор-пароперегреватель (СПП). В сепараторе С от пара отделяется
влага, и он поступает в пароперегреватель ПП, где его температура повы-
шается до 250 °С. Таким образом, пар на выходе из СПП является пере-
гретым, и эти параметры выбраны такими, чтобы получить допустимую
влажность в конце турбины, где угроза эрозии еще бóльшая, чем за ЦВД.
Пар с указанными параметрами направляется в ЦНД (в энергоблоке
1000 МВт три одинаковых ЦНД, на рис. 7.14 показан только один). Рас-
ширившись в ЦНД, пар поступает в конденсатор К, а из него в конден-
сатно-питательный тракт, аналогичный показанному на рис. 2.5 тракту
обычной ТЭС.
Важно отметить, что во втором контуре циркулирует нерадиоактивная
среда, что существенно упрощает эксплуатацию и повышает безопас-
ность АЭС.
На рис. 7.15 показана схема одноконтурной АЭС. Одноконтурной она
называется потому, что и через реактор, и через паротурбинную уста-
новку циркулирует одно и то же рабочее тело.
Питательная вода с помощью ГЦН с параметрами 80 ат и 265 °С из раз-
даточного коллектора подводится к многочисленным (в РБМК-1000
С
Реакторное отделение
322°С
160 ат
ЯР
ГЦН
Паротурбинное отделение
60 ат,275°С
60 ат,275°С
10 ат,250°С
289°С
ПГ
ПП
ПН
ЦВД
ЭГ
ЦНД
ПНД
ПВД
0,04 ат
Охлаждающая
вода
К
Д
Рис. 7.14. Схема двухконтурной АЭС с водо-водяным реактором типа ВВЭР (приведенные
значения относятся к ВВЭР-1000)
182
ГЛАВА 7
их 1693) параллельным технологическим каналам, размещенным в актив-
ной зоне ядерного реактора ЯР. На выходе из каналов пароводяная
смесь с паросодержанием 14—17 % собирается в коллекторе и подается
в барабан-сепаратор (у РБМК-1000 их четыре). Барабан-сепаратор слу-
жит для разделения пара и воды. Образующийся пар с параметрами
6,4 МПа (65 ат) и 280 °С направляется прямо в паровую турбину (реактор
РБМК-1000 в номинальном режиме питает две одинаковые паровые тур-
бины мощностью по 500 МВт каждая).
Пар, получаемый в реакторе и сепараторе, является радиоактивным
вследствие наличия растворенных в нем радиоактивных газов, причем
именно паропроводы свежего пара обладают наибольшим радиоактивным
излучением. Поэтому их прокладывают в специальных бетонных коридо-
рах, служащих биологической защитой. По этой же причине пар к турбине
подводится снизу, под отметкой ее обслуживания (пола машинного зала).
Пар, расширившийся в ЦВД до давления 0,35 МПа (3,5 ат), направля-
ется в СПП (на каждой турбине энергоблока с реактором РБМК-1000 их
четыре), а из них — в ЦНД (на каждой турбине их также четыре) и в кон-
денсаторы. Конденсатно-питательный тракт такой же, как у обычной
ТЭС (см. рис. 2.5). Однако многие его элементы требуют биологической
защиты от радиоактивности. Это относится к конденсатоочистке и водя-
ным емкостям конденсатора, где могут накапливаться радиоактивные
продукты коррозии, подогревателям регенеративной системы, питаемым
радиоактивным паром из турбины, сборникам сепарата СПП. Одним сло-
вом, и устройство, и эксплуатация одноконтурных АЭС, особенно в части
машинного зала, существенно сложнее, чем двухконтурных.
CС
Д
70 ат,280°С
80 ат,
265°С
65 ат,280°С
3,5 ат,265°С
165°С
Реакторное отделение
Паротурбинное отделение
ЯР
ГЦН
ПП
ЭГ
К
ЦВД
ЦНД
Рис. 7.15. Схема одноконтурной АЭС с канальным реактором РБМК (приведенные значе-
ния относятся к РБМК-1000)
183
Устройство и функционирование АЭС различного типа
Конденсат, пройдя систему регенеративного подогрева воды, приоб-
ретает температуру 165 °С, смешивается с водой, идущей из барабана-
сепаратора (280 °С), и поступает к ГЦН, обеспечивающим питание ядер-
ного реактора.
7.6. Преим щества и недостат и АЭС по сравнению с ТЭС
Главным преимуществом АЭС перед любыми другими электростан-
циями является их практическая независимость от источников топлива,
т.е. от удаленности от месторождений урана. Энергетический эквивалент
ядерного топлива в миллионы раз больше, чем органического топлива,
и поэтому в отличие, скажем, от угля расходы на его перевозку
ничтожны. Это особенно важно для европейской части России, так как
доставка угля из Сибири слишком дорога. Кроме того, замена выработки
электроэнергии на газомазутных (фактически — газовых) ТЭС производ-
ством электроэнергии на АЭС — важный способ поддержания экспорт-
ных поставок газа в Европу.
Это преимущество трансформируется в другое: для большинства
стран, в том числе и для России, производство электроэнергии на АЭС
не дороже, чем на пылеугольных и тем более газомазутных ТЭС. Осо-
бенно заметно преимущество АЭС в части стоимости производимой
электроэнергии стало заметно в начале 70-х годов ХХ в., когда разра-
зился энергетиче ский кризис и цены на нефть на мировом рынке
выросли в несколько раз. Падение цен на нефть, конечно, автоматиче ски
снижает конкурентоспособность АЭС.
Наконец, огромным преимуществом АЭС является ее относительная эко-
логическая чистота. Из табл. 7.3 видно, сколь огромны выбросы вредных
веществ ТЭС, работающих на различных видах органического топлива.
Подобные выбросы на АЭС просто отсутствуют. Если ТЭС мощно-
стью 1000 МВт потребляет в год 8 млн т кислорода для окисления топ-
лива, то АЭС не использует кислород вообще.
Таблица 7.3
Годовые выбросы, т, от ТЭС мощностью 1000 МВт
Вид выбросов
Тип ТЭС
пылеугольная
мазутная
газовая
Сернистые газы
138 000
98 000
13
Оксиды азота
20 900
21 800
12 200
Оксид углерода
500
9
—
Углеводороды
210
680
—
Альдегиды
50
120
30
Золовая пыль
4500
730
450
Суммарные выбросы
164 800
121 300
12 700
184
ГЛАВА 7
Главный недостаток АЭС — тяжелые последствия аварий в реактор-
ном отделении с его разгерметизацией и выбросом радиоактивных
веществ в атмосферу с заражением громадных пространств. Это не тре-
бует особых пояснений — достаточно вспомнить аварию на Чернобыль-
ской АЭС. Для исключения таких аварий АЭС оборудуется сложнейшими
системами безопасности с многократными запасами и резервированием,
обеспечивающими даже в случае так называемой максимальной проект-
ной аварии (местный полный поперечный разрыв трубопровода циркуля-
ционного контура в реакторном отделении) исключение расплавления
активной зоны и ее расхолаживание.
Для обеспечения радиационной безопасности АЭС оборудуют специ-
альной приточно-вытяжной системой вентиляции, сложность которой
не идет ни в какое сравнение с вентиляционной системой ТЭС. Если для
последней основной задачей является поддержание только санитарно-
технических норм, то вентиляционная система АЭС, кроме решения
указанной задачи, должна решать проблему радиационной безопасности.
Для этого АЭС оборудуется системой определенного направленного дви-
жения воздуха из зон с малым радиоактивным загрязнением в так назы-
ваемые необслуживаемые помещения с высоким уровнем радиации
(вплоть до создания в таких помещениях разрежения). В конечном счете
все вентиляционные потоки поступают к дезактивационным фильтрам
и затем к вентиляционной трубе высотой не менее 100 м.
Серьезной проблемой для АЭС является их вывод из эксплуатации
после выработки ресурса, стоимость которого, по оценкам, может состав-
лять до 20 % стоимости их строительства.
Отметим также некоторые эксплуатационные особенности АЭС.
По ряду технических причин АЭС не могут работать в маневренных
режимах, т.е. участвовать в покрытии переменной части графика электри-
ческой нагрузки. Конечно, из-за высокой стоимости АЭС должны рабо-
тать с максимальной нагрузкой, но при их высокой доле в установленной
мощности в отдельных регионах и при больших неравномерностях гра-
фиков суточной и недельной нагрузок возникает необходимость быстрых
нагружений и разгружений АЭС, которые для них крайне нежелательны.
Как видно из рис. 7.14 и 7.15, начальные параметры энергоблоков АЭС
существенно ниже, чем ТЭС: температура пара перед турбиной почти
в 2 раза, а давление более чем в 3 раза меньше. Это означает, что рабо-
тоспособность 1 кг пара, проходящего через турбину АЭС, оказывается
примерно вдвое меньше, чем через турбину ТЭС. Вместе с тем большие
капитальные затраты требуют большой единичной мощности энергобло-
ков АЭС. Отсюда — огромные расходы пара через турбоагрегаты АЭС
по сравнению с турбоагрегатами ТЭС и соответственно огромные рас-
ходы охлаждающей воды.
Тем не менее при всех недостатках генерация электроэнергии на АЭС
развивается.
185
Устройство и функционирование АЭС различного типа
7.7. Те щее положение и перспе тивы строительства АЭС
в России и за р бежом
Отмеченные выше преимущества АЭС и отсутствие серьезных аварий
в первые 20 лет их развития обусловили бурное строительство АЭС
в период 1970—1980 гг.
В 1979 г. на АЭС «Три Майл Айленд» (США) произошла серьезная
авария с расплавлением активной зоны реактора. Корпус реактора не
допустил значительных выходов радиоактивности за его пределы. Эта ава-
рия впервые заставила энергетиков задуматься о необходимости самого
пристального внимания к безопасности АЭС. Принятые меры по увеличе-
нию безопасности АЭС привели к заметному удорожанию выработанной
ими электроэнергии, а одновременно наложившееся падение цен на нефть
на мировом рынке вызвало временный переизбыток энергетических мощ-
ностей, приведший к сокращению заказов на строительство. Так, в период
1979—1984 гг. было аннулировано около 70 заказов на ядерные реакторы.
Еще более серьезный удар развитию атомной энергетики нанесла ава-
рия на Чернобыльской АЭС в 1986 г. с ее катастрофическими последст-
виями. Темпы прироста ежегодной выработки на АЭС мира за 4 года упали
в 7 раз, строительство новых ядерных энергоблоков в Европе и Америке
прекратилось, происходила лишь достройка заложенных АЭС.
Прорывом в возрождении атомной энергетики явилось решение Фин-
ляндии (2003 г.) о строительстве энергоблока «Олкилуото-3» мощностью
1600 МВт рядом с двумя работающими энергоблоками «Олкилуото-1»
и «Олкилуото-2». К тому времени французской фирмой Areva был разра-
ботан новый реактор ЕPR-1500 тепловой мощностью 4300 МВт, обладаю-
щий совершенной пассивной системой защиты при возникновении непроек-
тных аварий с расплавлением активной зоны реактора.
Реакторное отделение включает в себя корпусной ядерный реактор
и четыре вертикальных парогенератора. Это оборудование заключено
в двухстенную защитную оболочку, выполненную из напряженного железо-
бетона. Внутренняя поверхность внутреннего корпуса облицована сталь-
ной оболочкой. Под реактором располагается ловушка для кориума
на случай расплавления активной зоны. По сторонам реактора установле-
ны четыре противоаварийные системы. Основные параметры этого реак-
тора представлены в табл. 7.4.
Как видно из данных таблицы, электрическая мощность энергоблока
«Олкилуото-3» на треть больше мощности энергоблока с паровой тур-
биной К-1200-6,8/50 и в 1,5 раза больше мощности энергоблока с ВВЭР-
1000 и с турбиной К-1000-5,9/25. Повышенная мощность энергоблока
«Олкилуото-3» является прямым следствием увеличенной паропроизво-
дительности реактора EPR-1500.
186
ГЛАВА 7
В декабре 2003 г. был подписан официальный контракт
на строительство АЭС «Олкилуото-3» стоимостью 3,2 млрд евро. Пуск
блока был намечен на май 2009 г.
Строительство начато в августе 2005 г. В июне 2006 г., спустя всего год
после начала строительства, выполнение проекта уже задерживалось, по
меньшей мере на год. В довершение всего, финским органам контроля
пришлось признать существенные проблемы в контроле качества, что
вызывало обеспокоенность уровнем безопасности строящейся АЭС.
В конце 2007 г. стало ясно, что пуск энергоблока не произойдет раньше
2011 г. Финская энергетическая компания TVO в начале года заявила
о том, что строительство первого в мире ядерного реактора третьего
поколения EPR-1500 отстает от графика на 18 мес. Только в середине
июля 2010 г. корпус реактора был установлен в шахту.
Стоимость строящейся АЭС возросла до 8—8,5 млрд евро, т.е. почти
втрое, а удельная стоимость достигла 6500—7000 долл/кВт. По послед-
ним прогнозам, ввод ее в эксплуатацию состоится в 2018 г.
Таким образом, строительство и наладка оборудования АЭС «Олкилу-
ото-3» протекают с большими трудностями. Тем не менее АЭС с реакто-
рами EPR-1500 сооружаются во Франции и Китае.
В России в настоящее время реализуется проект «АЭС-2006». Основ-
ные параметры реактора этого проекта представлены в табл. 7.4. Реактор
Таблица 7.4
Основные параметры реакторов ВВЭР-1000, EPR-1500 и АЭС-2006
Параметр
Реактор
ВВЭР-1000 EPR-1500
Проект
«АЭС-2006»
Тип реактора
PWR
PWR
PWR
Тепловая мощность реактора, МВт
3010
4300
3200
Электрическая мощность энергоблока нетто, МВт
1065
1600
1198,8
Электрический КПД нетто
0,354
0,372
0,375
Давление теплоносителя, МПа
15,7
15,5
—
Расход теплоносителя, т/ч
84 800
—
—
Температура теплоносителя,
о
С
289
274
—
Паропроизводительность, т/ч
5880
8795
6478
Давление пара перед турбиной, МПа
5,9
7,8
6,8
Среднее обогащение топлива, %
4,3
—
—
Температура пара перед турбиной,
о
С
275
293
284
Число ТВС, шт.
163
241
187
Устройство и функционирование АЭС различного типа
будет работать в блоке с паровой турбиной мощностью 1200 МВт, имею-
щей частоту вращения 50 с -1
.
Конструкция реактора проекта «АЭС-2006» имеет глубокоэшелонирован-
ную защиту как пассивными средствами, не требующими питания от источ-
ников электрического тока, так и активными. В частности, в нем при ава-
риях с расплавлением активной зоны предусмотрена локализация кориума
в ловушке под реактором из «жертвенного материала», позволяющего
заглушить реакцию деления радиоактивных материалов. Двухстенная
внешняя оболочка реактора выдерживает повышение внутреннего давле-
ния до 5 бар, не допуская выхода радиоактивности при авариях и гаран-
тируя ее целостность при самых маловероятных событиях (падение
на реактор самолета, ураганы, смерчи, землетрясения).
По проекту «АЭС-2006» в настоящее время строятся четыре энерго-
блока: по два на Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2.
Следующим шагом в развитии атомной энергетики в России будет
создание энергоблоков электрической мощностью 1250—1300 МВт
на основе анализа результатов реализации проекта «АЭС-2006». Этот
проект получил название «ВВЭР-ТОИ».
Третьим серьезным потрясением для мировой атомной энергетики
была авария 11 марта 2011 г. на японской АЭС «Фукусима-1», когда
вследствие землетрясения с магнитудой 9 баллов на АЭС, построенную
на побережье, обрушились 14-метровые цунами. Они затопили четыре
из шести реакторов АЭС и из-за потери энергоснабжения вывели из строя
их системы охлаждения, что привело к расплавлению их активных зон.
Произошла утечка радиации в атмосферу и морскую воду. Аварий такого
масштаба не было 25 лет.
Главная причина аварии на АЭС «Фукусима-1» — недооценка при
проектировании воздействия разрушительных сил цунами. Вместе с тем,
даже при столь драматичных обстоятельствах столь тяжелых послед-
ствий могло бы не быть, если бы АЭС имела мобильные средства резерв-
ного энергоснабжения и подачи воды в активную зону, а также натрени-
рованный персонал действиям в чрезвычайных ситуациях, в частности
втемноте.
Самой серьезной реакцией стран с развитой атомной энергетикой
на события, произошедшие на АЭС «Фукусима-1», был полный отказ
Германии от атомной генерации и постепенная ее замена генерацией
с использованием возобновляемых источников. Для остальных стран эта
авария послужила еще одним серьезным уроком и поводом для повыше-
ния безопасности работающих и проектируемых АЭС.
Планы развития атомной генерации в России предусматривают к 2031 г.
довести ее до 35 ГВт, а ежегодную выработку электроэнергии на АЭС
до 255 млрд кВтæч. За период 2015—2030 гг. должны быть введены
в эксплуатацию 19 энергоблоков общей мощностью 22,7 ГВт. Размеще-
188
ГЛАВА 7
ние, число и электрическая мощность этих энергоблоков приведены
в табл. 7.5.
Одновременно из эксплуатации будет выведено 18 энергоблоков, отра-
ботавших свой срок службы, суммарной мощностью 12,7 ГВт.
Контрольные вопросы
1. Почему АЭС в России сосредоточены в основном в ее европейской части?
2. В чем главное отличие ядерного горючего от органического топлива?
3. По какому показателю оценивается эффективность АЭС? Почему для этого
не используется понятие условного топлива?
4. Назовите основные элементы ядерного реактора.
5. Чем принципиально отличаются корпусные ядерные реакторы от канальных?
6. Что такое активная зона ядерного реактора? В чем различие этих зон для кор-
пусных и канальных реакторов?
7. Как устроен технологический канал реактора РБМК?
8. Чем отличается двухконтурная АЭС от одноконтурной?
9. В чем принципиальная разница в начальных параметрах пара турбоуста-
новок АЭС и ТЭС?
10. Назовите преимущества и недостатки АЭС по сравнению с ТЭС.
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Дорощук В.Е. Ядерные реакторы на электростанциях / В.Е . Дорощук. М. : Атомиздат,
1977.
2. Маргулова Т.Х . Атомные электрические станции / Т.Х. Маргулова. М . : ИздАТ, 1994.
3. Котов Ю .В . Оборудование атомных электростанций / Ю.В . Котов, В.В . Кротов,
Г.А . Филиппов. М. : Машиностроение, 1982.
4. Зорин В.М. Атомные электростанции: учебное пособие / В.М. Зорин. М .: Издательский
дом МЭИ, 2012.
5. Корниенко А.Г. Атомная энергетика России сегодня // Электрические станции. 2015.
No1.
6. Проект «ВВЭР-ТОИ» (цикл статей) // Росэнергоатом. 2012. No 12.
Таблица 7.5
Планы строительства новых энергоблоков АЭС в России на ближайшие 15 лет
АЭС
Число вводимых
энергоблоков, шт.
Единичная мощность
энергоблока, МВт
Нововоронежская АЭС-2
2
1198
Ленинградская АЭС-2
4
1170
Курская АЭС-2
41
2
5
5
Смоленская АЭС-2
21
2
5
5
Белоярская
1
880
Ростовская
2
1000
Центральная
2
1255
Нижегородская
2
1255
189
Глава восьмая
УСТРОЙСТВО СОВРЕМЕННЫХ ПАРОВЫХ ТУРБИН
Содержание
8.1. Устройство паровой т рбины
8.2. Проточная часть и принцип действия т рбины
8.3. Констр ция основных злов и деталей паровых т рбин
8.4. Типы паровых т рбин и области их использования
8.5. Основные техничес ие требования паровым т рбинам
и их хара теристи и
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
8.1. Устройство паровой т рбины
Типичная паровая турбина показана на рис. 8.1 (см. цветную
вклейку). Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при
ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно так же
показана лишь задняя часть кожуха 2. Турбина состоит из трех цилинд-
ров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозна-
чены соответственно 39, 24 и 18. Каждый из цилиндров состоит из ста-
тора, главным элементом которого является неподвижный корпус,
и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47,
ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21.
Кполумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора
(не показан), а к нему — ротор возбудителя. Цепочка из собранных
отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется
валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое боль-
шое их число в современных турбинах — 5) может достигать 80 м.
Валопровод турбины вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и 16 опор-
ных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается
металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый
из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между
роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опор-
ный подшипник (см. поз. 29 на рис. 8.1). Расширяющийся в турбине пар
заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности
складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.
190
ГЛАВА 8
К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются,
и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сег-
менты, установленные в корпусе упорного подшипника.
Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например,
поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может
достигать 30 МПа ≈ 300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют
двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это умень-
шает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его
стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений
и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.
Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы
13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже,
а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах.
При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов
устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что
все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости).
При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость
разъема, что обеспечивает центровку — ось валопровода будет точно
совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены
задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.
Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается
во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по
условиям пожаробезопасности, так и из-за необходимости иметь опреде-
ленные смазочные свойства не должна превышать 100 °С (а температура
подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкла-
дыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают
в специальных строениях — опорах (см. поз. 45, 28, 7 на рис. 8.1). Таким
образом, вращающие ся концы каждого из роторов соответствующего
цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так,
чтобы, с одной стороны, исключить какие-либо (даже малейшие) задева-
ния ротора о статор, а с другой — не допустить значительную утечку
пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это сни-
жает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилинд-
ров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специаль-
ной конструкции.
Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фунда-
ментной плите 36 (см. рис. 2.6). В плите выполняются прямоугольные
окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпу-
сов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих
регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично пере-
гретого пара, переходный патрубок, к конденсатору.
191
Устройство современных паровых турбин
Как отмечалось в гл. 2, по сле изготовления турбина проходит кон-
трольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. По сле этого
ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего
товарного вида, консервируют, упаковывают и отправляют для монтажа
на ТЭС.
Монтаж турбины осуществляют в следующем порядке. Сначала уста-
навливают нижнюю половину корпуса ЦНД 18 опорным поясом 15, распо-
ложенным по периметру обоих выходных патрубков ЦНД. Цилиндр низ-
кого давления имеет собственные вваренные в них опоры ротора. Затем
на перемычке между окнами под ЦВД и ЦСД и слева от окна под ЦВД раз-
мещают нижние половины корпусов опор соответственно 28 и 41. После
этого на опоры подвешивают нижние половины корпусов наружных цилинд-
ров 39 и 24, в них помещают статорные элементы и осуществляют цен-
тровку всех цилиндров турбины.
В опоры ротора вставляются нижние половины опорных вкладышей
42, 29, 23, 20 и 16, и на них опускают отдельные роторы. Их строго при-
центровывают друг к другу и соединяют с помощью муфт 31 и 21.
Затем в верхние половины корпусов помещают необходимые внутрен-
ние статорные элементы и турбину закрывают. Для этого в отверстия
на горизонтальные разъемы корпусов ввинчивают шпильки и опускают
верхние половины (крышки — см., например, поз. 46 на рис. 8.1), после
чего с помощью шпилек и специальных приспособлений верхние и ниж-
ние половины корпусов плотно стягиваются по фланцевым разъемам.
Аналогичным образом закрываются опоры роторов. После изоляции
турбины, ограждения кожухом и многочисленных проверок ее доводят
до состояния, пригодного к несению нагрузки.
При работе турбины пар из котла (см. рис. 2.2) по одному или несколь-
ким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала
к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким)
и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего четырем). От регули-
рующих клапанов (на рис. 8.1 они не показаны) пар по перепускным тру-
бам 1 (на рис. 8.1 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внеш-
него корпуса ЦВД, а две другие подводят пар в нижние половины
корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД.
Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширя-
ясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней поло-
вине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены
паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.
Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный
клапан (не показан на рис. 8.1) к регулирующим клапанам 4, а из них —
в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной
части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него — в две пере-
192
ГЛАВА 8
пускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар
в паровпускную камеру ЦНД 9. В отличие от однопоточных ЦВД и ЦСД,
ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар рас-
ходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные пат-
рубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор.
Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управ-
ления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать,
нагружать, разгружать и останавливать турбину.
8.2. Проточная часть и принцип действия т рбины
После того, как нами получено общее представление о турбине, рассмот-
рим ее «сердце» — проточную часть, которая является самым сложным
и самым дорогим элементом турбины. Сложность ее создания определя-
ется не только высокими технологическими требованиями к изготовле-
нию, материалам, монтажу, но, главным образом, чрезвычайной наукоем-
костью: нельзя создать даже посредственную турбину, не обладая
хорошими знаниями в таких областях науки, как механика, гидрогазоди-
намика, теория автоматического регулирования, механика разрушения,
не говоря уже о специальных дисциплинах. Неудивительно поэтому, что
число стран, выпускающих мощные паровые турбины по разработанной
ими технической документации, не превышает десяти.
На рис. 8.2 показан фрагмент проточной части паровой турбины
и охватывающих ее деталей. Собственно проточная часть состоит из чере-
дующихся кольцевых сопловых 1 и рабочих 2 решеток. Совокупность
одной сопловой и одной рабочей решетки называют ступенью турбины.
Это название происходит из того, что потенциальная энергия пара пре-
образуется в кинетиче скую энергию вращения ротора порциями (ступе-
нями).
Сопловая решетка состоит (рис. 8.3) из одинаковых сопловых лопаток
1, установленных по окружности на равном расстоянии друг от друга.
Сопловые лопатки имеют вполне определенный профиль в сечении,
и поэтому между ними образуется вполне определенный сопловый канал
(сопло) для прохода пара. Сопловые лопатки закреплены в диафрагме 2
(см. также поз. 11 на рис. 8.2), имеющей горизонтальный разъем, необхо-
димый для установки ротора при монтаже (см. § 8.1). Диафрагма — это
кольцевая перегородка, которая подвешивается двумя лапками 3
на уровне горизонтального разъема в кольцевой расточке обоймы.
Обойма охватывает несколько диафрагм (две, три и более) — отсюда и ее
название. В свою очередь обойма 12 лапками 6 (см. рис. 8.3) подвешива-
ется в корпусе 3 (см. рис. 8.2) турбины. Кольцевое пространство между обой-
мами часто используется для камеры отбора пара на регенеративные подо-
греватели (см. патрубки 9 на рис. 8.2).
193
Устройство современных паровых турбин
Таким образом, неподвижные в пространстве корпус 3 турбины,
обоймы 4 и диафрагмы 11 (см. рис. 8.2) обеспечивают неподвижность
сопловых каналов сопловой решетки. Сами каналы, благодаря особым
форме сопловых лопаток и их установке в решетках, выполняются сужи-
вающими (рис. 8.4): площадь для прохода пара на выходе из сопловой
12
3
4
56
7
8
12
11
13
10
9
Рис. 8.2. Фрагмент проточной части турбины с выходным патрубком:
1 — сопловые лопатки кольцевой решетки первой ступени; 2 — рабочие лопатки первой сту-
пени; 3 — корпус цилиндра турбины; 4 — обойма диафрагм; 5 — лопатки сопловой кольцевой
решетки последней ступени; 6 — рабочие лопатки последней ступени; 7 — сборная камера
пара, выходящего из последней ступени и идущего к выходным патрубкам; 8 — концевые
уплотнения цилиндра; 9 — патрубки отбора пара на регенерацию; 10 — диафрагменное
уплотнение; 11 — диафрагма ступени; 12 — диск для закрепления рабочих лопаток на роторе;
13 — вал ротора
194
ГЛАВА 8
решетки выполняют в несколько раз меньше, чем на входе. Далее, если
иметь в виду, что объем пара за сопловой решеткой больше, чем на входе,
так как давление за ней меньше, то ясно, что скорость пара на выходе
из решетки будет в несколько раз больше, чем на входе. Действительно,
если на входе в сопловую решетку скорость пара 50—100 м/с, то на
выходе из нее — 300 —400 м/с и более.
Поток пара не только приобретает большую скорость, но и изменяет
свое направление: выходные части сопловых лопаток (профилей) застав-
ляют пар развернуться и двигаться в направлении не вдоль оси турбины
(скорость с0 ), а поперек (говорят, что поток пара приобретает закрутку —
окружное направление). Таким образом, из сопловых каналов выходит
О
с
е
в
а
я
л
и
н
и
я
т
р
б
и
н
ы
1
1
8
6
8
7
5
2
11
12
4
3
2
6
9
10
10
3
6
Рис. 8.3. Диафрагма, помещенная в обойму (пар протекает слева направо):
1 — сопловые лопатки; 2 — диафрагма; 3 — лапки для подвески диафрагмы в корпусе; 4, 5 —
шпонки, служащие для фиксации положения верхней половины диафрагмы по отношению к
нижней; 6 — лапки для установки обоймы диафрагм в корпусе турбины; 7 — кольцевые пазы
для установки соседних диафрагм; 8 — отверстия под рым-болты (болты с кольцевой головкой)
для стропления нижней половины обоймы и переноски ее краном; 9, 10 — отверстия соответст-
венно под шпильки и болты, скрепляющие верхнюю и нижнюю половины диафрагмы; 11 — коль-
цевая расточка в диафрагме для установки сегментов диафрагменного уплотнения; 12 — обойма
195
Устройство современных паровых турбин
c0
c1
c1
c2
Рис. 8.5. Каналы рабочей решетки и визуализированное течение потока в них:
1 — профили рабочих лопаток; 2 — каналы рабочей решетки
Рис. 8.4. Сопловые каналы и визуализированное течение потока в них:
1 — сопловые каналы; 2 — профили сопловых лопаток
196
ГЛАВА 8
мощная закрученная кольцевая струя пара, ширина которой равна высоте
сопловых лопаток. Часть потенциальной энергии пара преобразована
сопловыми каналами в кинетическую энергию кольцевой струи пара,
движущейся с огромной скоростью (обычно эта скорость несколько
меньше скорости звука, но в некоторых ступенях и больше нее). Заметим
для сравнения, что типичный пассажирский самолет летит со скоростью
720 км/с, т.е. 200 м/с.
Теперь необходимо решить следующую задачу: заставить созданную
кольцевую струю пара вращать вал 13 турбины (см. рис. 8.2). С этой
целью ее направляют на кольцевую решетку профилей, образованную
рабочими лопатками 2. Для этого, прежде всего, рабочей решетке дают
возможность вращаться: ее закрепляют на диске 12 ротора, который
соединен с валом 13 и уложен во вкладыши опорных подшипников.
Поэтому, если на рабочую лопатку будет действовать окружная сила,
имеющая плечо относительно оси вращения, то ротор начинает вра-
щаться. Эту силу создают с помощью специальной решетки профилей
(рис. 8.5), образующих рабочие каналы вполне определенной формы
(примерно постоянного сечения). Пар, протекающий через каналы рабо-
чей решетки, изменяет свое направление, и это главная причина появле-
ния окружной силы F, действующей на каждую рабочую лопатку. Ско-
рость пара в рабочей решетке уменьшается, так как вследствие окружной
податливости рабочих лопаток поток пара как бы вязнет внутри канала.
В результате из рабочей решетки пар выходит со скоростью с2, примерно
равной скорости с0 на входе в сопловую решетку. Но поскольку давление
и температура пара за ступенью меньше, чем перед ней, из-за того, что
в конденсаторе принудительно поддерживается низкое давление, и оно
постепенно повышается к паровпускной части турбины, то часть кинети-
ческой энергии потока пара, идущего через ступень, преобразуется в меха-
ническую (вращательную) энергию ротора, которая в конечном счете
передается ротору электрогенератора.
На рис. 8.6 показаны профили двух соседних ступеней, позволяющих
увидеть, как протекает пар в проточной части и как они расположены
по отношению друг к другу. Пар входит в каналы сопловой решетки пер-
вой ступени со скоростью с0, а выходит со скоростью с1 под углом α1,
который составляет 10—15°, т.е. почти в окружном направлении. Однако
поскольку рабочие лопатки пробегают мимо сопловой справа налево
со скоростью u, то на рабочие лопатки пар будет поступать со скоростью
w1 < c1 и под углом β1 > α1. Профиль рабочей лопатки первой ступени
устанавливают подтакимугломβу, чтобы вектор скорости w1«встретил»
ее переднюю часть безударно и пар плавно вошел в каналы рабочей
решетки. Поскольку, как указывалось выше, их сечение примерно посто-
янно, то угол выхода β2 ≈ β1, а скорость выхода пара в относительном
197
Устройство современных паровых турбин
движении w2 ≈ w1. Но так как, рабочие лопатки имеют скорость u, то ско-
рость выхода пара относительно корпуса будет равна с2 ≈ с0. Далее про-
цесс повторяется в проточной части второй ступени и так до тех пор,
пока пар не попадет в конденсатор.
8.3. Констр ция основных злов и деталей паровых т рбин
На рис. 8.7 показана турбина со снятой крышкой. Хорошо видны ниж-
няя половина средней опоры и два корпуса соседних цилиндров турбины
(нижние половины), подвешенные на опоре. На рис. 8.7 изображена проце-
дура центровки соседних роторов по полумуфтам, необходимая для
c0 t1
b
1
b
1
ay
ay
a1
a1
b1
b1
a1
a1
c1
c1
c2
c2
u
u
w1
w1
w2
w2
t2
t2
a2
a2
by
b2
b2
a2
a2
b2
b2
p1, h1
p1, h1
p2, h2
p2, h2
by
Сопловая решетка
Сопловая решетка
Рабочая решетка
Рабочая решетка
Рис. 8.6. Течение пара в последовательно
расположенных решетках турбины
198
ГЛАВА 8
исключения вибрации. Рядом с полумуфтой видны шейки валов 5 и 7 под
опорные вкладыши опор, нижние половины которых размещены в опоре.
Последняя ступень имеет самые длинные рабочие лопатки 2, проши-
тые связующей проволокой, повышающей их вибрационную надежность.
На концевой части ротора хорошо видны кольцевые выступы 8 на валу,
служащие для организации концевого уплотнения. Само уплотнение
представлено на рис. 8.8. В обойме 7, имеющей такую же конструкцию,
как и обойма диафрагм (см. рис. 8.2 и 8.3), выполнена кольцевая расточка
1, в которую вставляются сегменты уплотнений 3 (по три сегмента в каж-
дую половину обоймы). Сегменты имеют тонкие (до 0,3 мм) кольцевые
гребни, устанавливаемые по отношению к валу с очень малым зазором
(0,5—0,6 мм). Совокупность кольцевых щелей между гребнями 4 и коль-
цевыми выступами 6 и кольцевых камер между ними называется лаби-
ринтным уплотнением. Высокое гидравлическое сопротивление, кото-
рым оно обладает, обеспечивает малую утечку пара помимо проточной
части турбины.
Рис. 8.7. Нижняя половина статора турбины с уложенным в подшипниках ротором:
1 — валопровод; 2 — рабочие лопатки, скрепленные проволочной связью; 3 — нижняя поло-
вина корпуса ЦВД; 4 — корпус опоры; 5, 7 — шейки валов роторов; 6 — муфта; 8 — выступы
концевого уплотнения
199
Устройство современных паровых турбин
На рис. 8.9 хорошо видны горизонтальный разъем цилиндра, направ-
ляющие колонки 5, по которым будет опускаться верхняя половина кор-
пуса при сборке, и несколько ввинченных шпилек 2 для скрепления гори-
зонтального фланцевого разъема.
На рис. 8.10 показана мощная паровая турбина в процессе заводской
сборки. Она состоит из ЦНД (на переднем плане), ЦСД и ЦВД. Хорошо
видно, как изменяются длины лопаток: в первых ступенях они состав-
ляют30—40мм,авпоследней—около1м.
Типичная рабочая лопатка (рис. 8.11) состоит из трех основных элемен-
тов: профильной части 1; хвостовика 2, служащего для крепления лопатки
на диске; шипа 6 прямоугольной, круглой или овальной формы, выполняе-
мого на торце профильной части лопатки как одно целое.
Лопатки изготавливаются из нержавеющей стали, содержащей 13 %
хрома, методом штамповки и последующего фрезерования и набираются
на диске через два специальных колодца, в которые затем устанавлива-
ются замковые лопатки с хвостовиками специальной формы.
Отдельно прокатывают бандажную ленту 7, в которой пробивают отвер-
стия, соответствующие форме шипов и расстоянию между ними. Лента
нарезается на куски со строго рассчитанным числом объединяемых лопа-
ток. Бандажная лента надевается на шипы, которые затем расклепываются.
Ряд соседних лопаток (обычно от 5 до 14), объединенных бандажной лен-
Ротор
Обойма
0
,
5
–
0
,
6
3
60
5,2
15
0,3
8
5
4
3
2
1
6
3
7
5,2
15
0,3
Рис. 8.8. Лабиринтное уплотнение для валов турбин:
1 — расточка в обойме уплотнения; 2 — плоская пружина для отжатия сегмента
уплотнения к валу; 3 — сегмент уплотнения; 4 — уплотнительные гребни; 5 —
концевая часть ротора; 6 — кольцевые выступы на валу; 7 — обойма концевого
уплотнения, помещенного в корпусе турбины
200
ГЛАВА 8
той (бандажом), называется пакетом рабочих лопаток. Главная цель паке-
тирования — обеспечить вибрационную надежность рабочих лопаток
(не допустить их поломки от усталости вследствие колебаний). После рас-
клепки шипов на бандажах рабочих лопаток ротор устанавливают на токар-
ный станок и окончательно протачивают гребни уплотнений.
На рис. 8.11 показана лишь одна из типичных конструкций, которые
отличаются большим разнообразием как типов хвостовиков, так и банда-
жей. В современных конструкциях бандажи фрезеруют заодно с профиль-
Рис. 8.9. Установка зазоров в проточной части турбины:
1 — рабочие лопатки; 2 — шпильки для затяжки горизонтального разъема
корпуса турбины; 3 — горизонтальный разъем корпуса турбины; 4 — диск
ступени; 5 — направляющие колонки; 6 — концевое уплотнение
201
Устройство современных паровых турбин
Рис. 8.10. Мощная трехцилиндровая турбина на заводском сборочном стенде:
1, 2 — регулирующие клапаны ЦСД и ЦВД; 3 — ротор ЦВД; 4 — ЦВД; 5 — муфта, соединяющая
роторы ЦВД и ЦСД; 6 — опора роторов ЦВД и ЦСД; 7 — ЦСД; 8 — шпильки фланцевого разъема;
9 — опора роторов ЦСД и ЦНД; 10 — ротор ЦНД; 11 — ЦНД; 12 — выходной патрубок турбины;
13 — опорный подшипник; 14 — полумуфта, присоединяемая к полумуфте электрогенератора
(не показан); 15 — опора ЦНД
202
ГЛАВА 8
ной частью (с шириной бандажа, равной шагу лопаток), иногда соеди-
няют рабочие лопатки в пакете сваркой.
На рис. 8.12 показан ротор двухпоточного ЦНД (см. рис. 8.10) в про-
цессе обработки на токарном станке. Первые две ступени имеют ленточ-
ные бандажи, а последние ступени — две проволочные связи.
Главным элементом проточной части турбины, определяющим весь ее
облик, является рабочая лопатка последней ступени. Чем большую длину
она имеет и чем на большем диаметре она установлена (иными словами,
чем больше площадь для прохода пара последней ступени), тем более эко-
номична турбина. Поэтому история совершенствования турбин — это исто-
рия создания последних ступеней. В начале 50-х годов прошлого века
Ленинградским металлическим заводом (ЛМЗ) была разработана рабочая
лопатка длиной 960 мм для последней ступени со средним диаметром 2,4 м
и на ее базе созданы турбины мощностями 300, 500 и 800 МВт. В конце
70-х годов была разработана новая рабочая лопатка длиной 1200 мм для
12
13
1
2
3
4
11
a)
б)
7
6
5
1
10
11
2
8
9
В
ы
х
о
д
н
а
я
к
р
о
м
к
а
Рис. 8.11. Рабочая лопатка ЦВД и ЦСД:
а — общий вид пакета лопаток; б — хвостовик и элемент профильной части; 1 — профильная
часть (перо); 2 — хвостовик; 3 — фигурный паз в диске для заводки хвостовиков; 4 — пла-
стинка для фиксации лопатки в пазе; 5 — шип (в расклепанном состоянии); 6 — шип перед рас-
клепкой; 7 — бандажная лента; 8 — передняя (входная) кромка профиля; 9 — задняя (выход-
ная) кромка профиля; 10, 12, 13 — уплотнительные гребни; 11 — замок, препятствующий
разгибу обода диска под действием центробежной силы, приложенной к лопатке
203
Устройство современных паровых турбин
ступени со средним диаметром 3 м. Это позволило создать новую паровую
турбину для ТЭС мощностью 1200 МВт и для АЭС мощностью 1000 МВт.
На рис. 8.13 показана одна из опор валопровода. Основанием 12 ниж-
няя половина корпуса 2 устанавливается на фундаментную раму
(на рисунке не показана). В расточку корпуса на колодках 1, 4, и 10 поме-
щается нижняя половина вкладыша 3. Внутренняя поверхность 8 обеих
половин вкладыша выполняется цилиндрической или овальной и зали-
вается баббитом — легкоплавким антифрикционным сплавом на основе
олова, допускающим вращение ротора на очень низкой частоте вращения
даже при отсутствии смазки. Прямо на поверхность вкладыша 8 и на ана-
логичную поверхность соседнего вкладыша при монтаже турбины укла-
дывается ротор. Сверху его накрывают верхней половиной вкладыша
и притягивают к нижней половине шпильками, ввинчиваемыми в отвер-
стия 9. Затем устанавливается крышка корпуса подшипника.
Масло для смазки шеек валов подается насосами из масляного бака,
установленного на нижней отметке конденсационного помещения. Раз-
мер масляного бака зависит от мощности турбины: чем больше мощ-
ность, тем больше цилиндров и, следовательно, роторов и их опор, тре-
Рис. 8.12. Ротор двухпоточного ЦНД мощной турбины
204
ГЛАВА 8
бующих смазки. Кроме того, с ростом мощности увеличивается диаметр
шеек, и эти два обстоятельства требуют большего расхода масла и соот-
ветственно масляного бака большей вместимости, достигающей 50—60 м3.
Для смазки подшипников используются либо специальное (турбинное)
минеральное масло, либо синтетические негорючие масла. Последние
намного дороже, но зато пожаробезопаснее.
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Рис. 8.13. Опора валопровода:
1, 4, 10 — колодки для установки вкладыша; 2 — корпус опоры; 3 — опорный вкладыш; 5 —
резьбовые отверстия для шпилек, скрепляющих корпус опоры и его крышку; 6 — отверстие
для подачи масла; 7 — выборка, обеспечивающая раздачу масла на всю ширину вкладыша;
8 — внутренняя поверхность вкладыша; 9 — отверстия под шпильки, скрепляющие половины
вкладыша; 11 — опорная площадка для лапы корпуса турбины; 12 — основание опоры
205
Устройство современных паровых турбин
От насосов по трубопроводам масло, пройдя через маслоохладители,
поступает к емкостям, располагаемым в крышках подшипника, а из них —
к отверстиям 6 и к выборке 7, раздающей масло на всю ширину шейки
вала. Масло за счет гидродинамических сил «затягивается» под шейку вала,
и таким образом вал «плавает» на масляной пленке, не касаясь баббитовой
заливки. Масло, пройдя под шейкой вала, выходит через торцевые зазоры
вкладыша и стекает на дно корпуса подшипника, откуда самотеком направ-
ляется обратно в масляный бак. Вкладыш опоры показан на рис. 8.14.
1
3
4
5
6
7
11
8
1
9
2
1
10
Рис. 8.14. Вкладыш опоры валопровода:
1 — колодки для установки вкладыша в корпусе опоры; 2 — центрирующая металлическая про-
кладка; 3, 4 — выборки для раздачи масла в нижнюю и верхнюю половины вкладыша; 5, 10 —
верхняя и нижняя половины вкладыша; 6 — верхняя установочная колодка; 7 — шпильки, скре-
пляющие половины вкладыша; 8 — выточка для стопорения вкладыша в корпусе опоры от про-
ворачивания; 9 — канал подачи масла к выборкам вкладыша; 11 — гребень для осевой фикса-
ции вкладыша в корпусе опоры
206
ГЛАВА 8
8.4. Типы паровых т рбин и области их использования
Для понимания места и роли паровых турбин рассмотрим их общую
классификацию. Из большого разнообразия используемых паровых турбин,
прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.
Транспортные паровые турбины чаще всего используются для при-
вода гребных винтов крупных судов.
Стационарные паровые турбины — это турбины, сохраняющие при
эксплуатации неизменным свое местоположение. В настоящей книге рас-
сматриваются только стационарные паровые турбины.
В свою очередь, стационарные паровые турбины можно классифици-
ровать по ряду признаков.
1. По назначению различают турбины энергетические, промышленные
и вспомогательные.
Энергетические турбины служат для привода электрического генера-
тора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребите-
лям, например, жилым районам, городам и т.д. Их устанавливают на круп-
ных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются, прежде
всего, большой мощностью, а их режим работы — постоянной частотой
вращения, определяемой постоянством частоты сети.
Основным производителем энергетических паровых турбин в России
является Ленинградский металлический завод (Санкт-Петербург). Он
выпускает мощные паровые турбины для ТЭС (мощностями 1200, 800,
500, 300 и 200 МВт), ТЭЦ (мощностями 180, 80 и 50 МВт и менее), АЭС
(мощностью 1000 МВт).
Другим крупным производителем энергетических паровых турбин
является Уральский турбинный завод (УТЗ, г. Екатеринбург). Он выпус-
кает только теплофикационные турбины (мощностями 250, 185, 140, 100
и 50 МВт и менее).
На ТЭС России установлено достаточно много мощных паровых турбин
Харьковского турбинного завода (ХТЗ, Украина) (мощностями 150, 300
и 500 МВт). Им же произведены все паровые турбины, установленные
на АЭС России, мощностями 220, 500 и 1000 МВт (кроме одной паровой
турбины К-1000-5,9/50 ЛМЗ, установленной на Калининской АЭС).
Таким образом, в настоящее время в России функционирует всего два
производителя мощных паровых турбин. Если говорить о зарубежных про-
изводителях турбин, то их число также является небольшим. Большинство
из них являются транснациональными объединениями. В Европе главными
производителями паровых турбин являются фирмы Siemens (Германия),
Alstom (Франция), Scoda (Чехия). В США мощные энергетические турбины
строят фирмы General Electric и Westinghouse, в Японии — Hitachi, Toshiba,
Mitsubishi. Все перечисленные производители выпускают паровые турбины
мощно стями вплоть до 1000 МВт и выше. Технический уровень некоторых
из них сегодня не только не уступает нашим производителям, но и превос-
ходит их.
207
Устройство современных паровых турбин
Промышленные турбины также служат для производства тепловой
и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание
промышленного предприятия, например, металлургического, текстильного,
химического, сахароваренного и др. Часто генераторы таких турбин рабо-
тают на маломощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда
используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения,
например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных тур-
бин существенно меньше, чем энергетических. Основным производителем
промышленных турбин в России является Калужский турбинный завод.
Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологи-
ческого процесса производства электроэнергии — обычно для привода
питательных насосов и воздуходувок котлов.
Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть до 200 МВт
приводятся электродвигателями, а мощностью выше — с помощью паро-
вых турбин, питаемых паром из отбора главной турбины. Например,
на энергоблоках мощностями 800 и 1200 МВт установлено соответственно
по два и три питательных турбонасоса мощностью 17 МВт каждый,
на энергоблоках мощностями 250 (для ТЭЦ) и 300 МВт — один пита-
тельный турбонасос мощностями 12 МВт; на энергоблоках мощностью
1000 МВт для АЭС используется два питательных насоса мощностью
12 МВт.
Котлы энергоблоков мощностями 800 и 1200 МВт оборудованы соответ-
ственно двумя и тремя воздуходувками, привод которых осуществляется
также паровыми турбинами мощностью по 6 МВт каждая. Основным про-
изводителем вспомогательных паровых турбин в России является КТЗ.
2. По виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на кон-
денсационные и теплофикационные.
В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отво-
дится в конденсатор, они не имеют регулируемых отборов пара, хотя, как
правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенератив-
ного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых
потребителей. Главное назначение конденсационных турбин — обеспе-
чивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными
агрегатами мощных ТЭС и АЭС. Мощность самых крупных конденсаци-
онных турбоагрегатов достигает 1000 — 1500 МВт.
Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых
отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предна-
значены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность
самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина
может выполняться с конденсацией пара и без нее. В первом случае она
может иметь отопительные отборы пара (турбины типа Т) для нагрева
сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т.д., или производст-
венный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промыш-
ленных предприятий, или тот и другой отборы (турбины типа ПТ и ПР).
208
ГЛАВА 8
Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением
(турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в кон-
денсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом,
главным назначением турбины с противодавлением является производ-
ство пара заданного давления (в пределах 0,3—3 МПа). Турбина с проти-
водавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или
промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР.
Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара (типа Т)
спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной
нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не выраба-
тывали. В последние годы ряд турбин проектируется так, что даже при
максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность.
Такие турбины относятся к типу ТК.
3. По используемым начальным параметрам пара паровые турбины
можно разделить на турбины докритического и сверхкритического
начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежу-
точного перегрева и с промежуточным перегревом пара.
Как уже известно (см. гл. 1), критиче ское давление пара составляет
примерно 22 МПа, поэтому все турбины, начальное давление пара перед
которыми меньше этого значения, относятся к паровым турбинам докри-
тического начального давления. В России стандартное докритическое
давление для паровых турбин выбрано равным 130 ат (12,8 МПа), кроме того,
сохранился определенный процент турбин на начальное давление 90 ат
(8,8 МПа). На докритические параметры выполняются все паровые тур-
бины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной турбины мощностью
250 МВт), а также турбины мощностью менее 300 МВт для ТЭС. Докрити-
ческое начальное давление зарубежных паровых турбин обычно состав-
ляет 16—17 МПа, а максимальная единичная мощность достигает 600—
700 МВт.
Все мощные конденсационные энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт),
а также теплофикационный энергоблок мощностью 250 МВт выполняют
на сверхкритические параметры пара (СКД) — 240 ат (23,5 МПа) и 540 °С.
Переход от докритических параметров пара к СКД позволяет экономить
3—4 % топлива.
Турбины ТЭС и ТЭЦ работают перегретым паром, а АЭС — насыщен-
ным (с небольшой степенью влажности).
Мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритиче-
ские параметры пара выполняют с промежуточным перегревом пара. Из теп-
лофикационных турбин только турбина ЛМЗ на докритические параметры
мощностью 180 МВт и турбина ТМЗ на СКД мощностью 250 МВт имеют
промежуточный перегрев. Устаревшие конденсационные турбины мощно-
стью 100 МВт и менее и многочисленные теплофикационные паровые тур-
бины вплоть до мощности 185 МВт выполняются без промперегрева.
209
Устройство современных паровых турбин
4. По использованию в графике электрической нагрузки паровые тур-
бины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины
работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они
проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели макси-
мально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безус-
ловно, отнести атомные и теплофикационные турбины. Полупиковые тур-
бины создаются для работы с периодическими остановками на конец
недели (с ночи пятницы до утра в понедельник) и ежесуточно (на ночь).
Полупиковые турбины (и турбоустановки) с учетом их малого числа
часов работы в году выполняют более простыми и соответственно более
дешевыми (на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилинд-
ров). Электроэнергетика России по ряду причин всегда имела недостаток
в энергосистеме полупиковых мощностей. Примерно 25 лет назад ЛМЗ
спроектировал полупиковую конденсационную турбину мощностью 500 МВт
на параметры 12,8 МПа, 510 / 510 °С. Головной образец этой турбины
предполагалось установить на Лукомльской ГРЭС (Белоруссия). Однако
до сих пор ни одной специальной полупиковой турбины в России не
работает. Вместе с тем в Японии и США эксплуатируются десятки полу-
пиковых турбин упрощенной конструкции.
5. По конструктивным особенностям паровые турбины можно классифи-
цировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов.
По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые.
Число цилиндров определяется объемным расходом пара в конце про-
цесса расширения. Чем меньше плотность пара, т.е. меньше его конечное
давление, и чем больше мощность турбины, т.е. больше массовый расход,
тем больше объемный расход и соответственно требуемая площадь для
прохода пара через рабочие лопатки последней ступени. Однако если
рабочие лопатки делать длиннее, а радиус их вращения больше, то центро-
бежные силы, отрывающие профильную часть лопатки, могут возрасти
настолько, что лопатка оторвется. Поэтому с ростом мощности сначала
переходят на двухпоточный ЦНД, а затем увеличивают их число. Конден-
сационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми (вплоть
до мощности 50—60 МВт), двухцилиндровыми (до 100—150 МВт), трех-
цилиндровыми (до 300 МВт), четырехцилиндровыми (до 500 МВт) и пяти-
цилиндровыми (вплоть до 1300 МВт).
По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные.
Быстроходные турбины имеют частоту вращения 3000 об/мин = 50 с –1
.
Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных
полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. На эту
частоту вращения генератора строят большинство паровых турбин для
ТЭС, ТЭЦ и частично для АЭС в нашей стране и почти во всем мире.
В Северной Америке и на части территории Японии быстроходные тур-
бины строят на частоту вращения 3600 об/мин = 60 с –1
, так как там приня-
тая частота сети равна 60 Гц.
210
ГЛАВА 8
Ранее (см. гл. 7) отмечалось, что поскольку из-за низких начальных
параметров работоспособность пара в турбинах АЭС мала, а снижение
капитальных затрат требует увеличения мощности, т.е. массы пропускае-
мого пара, то объемный расход на выходе из турбины оказывается столь
значительным, что целесообразен переход на меньшую частоту враще-
ния. Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть
целым и четным, то переход на использование четырехполюсного элект-
рогенератора и получение той же частоты сети, что и при двухполюсном
электрогенераторе, требуют снижения частоты вращения вдвое. Таким
образом, тихоходные турбины в нашей стране имеют частоту вращения
1500 мин –1
= 25с–1
.
На рис. 8.15 показана тихоходная атомная турбина фирмы АВВ мощ-
ностью 1160 МВт на частоту вращения 30 с –1
.
Гигантские размеры тур-
бины хорошо видны в сравнении с фигурой человека, стоящего у средней
опоры ее валопровода. Турбина не имеет ЦСД, и пар из ЦВД направляется
в два горизонтальных сепаратора-пароперегревателя (СПП), а из них —
раздается на три двухпоточных ЦНД. По такой же схеме на частоту вра-
щения 25 с –1 построены энергоблоки мощностью 1000 МВт на Балаков-
ской и Ростовской АЭС.
Рис. 8.15. Тихоходная турбина насыщенного пара мощностью 1160 МВт для американ-
ской АЭС:
1 — передняя опора турбоагрегата; 2 — ЦВД; 3 — паропроводы свежего пара; 4 — три ЦНД;
5 — электрогенератор; 6 — сепараторы-пароперегреватели; 7 — паропроводы подвода пара
из СПП к ЦНД; 8 — фундамент турбоагрегата
211
Устройство современных паровых турбин
Для АЭС, работающих в теплых климатических условиях, т.е. при
высокой температуре охлаждающей воды и соответственно высоком дав-
лении в конденсаторе (см. рис. 1.2), можно строить и быстроходные атом-
ные турбины (рис. 8.16). Пар к ЦВД турбины поступает из реакторного
отделения по четырем паропроводам 11 . Пройдя ЦВД, пар направляется
кСПП10 вертикального типа, а после них с помощью ресивера 3 разда-
ется на три одинаковых двухпоточных ЦНД 4. Под каждым ЦНД установ-
лен свой конденсатор, также хорошо видный на рисунке.
По числу валопроводов различают турбины одновальные (имеющие
один валопровод — соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров
и генератора) и двухвальные (имеющие два валопровода каждый со своим
генератором и связанные только потоком пара). На российских тепловых
Рис. 8.16. Быстроходная атомная турбина мощностью 1093 МВт для испанской АЭС
«Трилло», построенная фирмой Siemens:
1 — передняя опора турбоагрегата; 2 — ЦВД; 3 — ресивер (паропровод раздачи на три двух-
поточных ЦНД); 4 — ЦНД; 5 — электрогенератор; 6 — возбудитель; 7 — три поперечных кон-
денсатора (под каждым ЦНД); 8 — подвод и отвод охлаждающей воды конденсаторов; 9 —
паропровод отвода пара из ЦВД в СПП; 10 — вертикальные СПП; 11 — паропроводы свежего
пара из реакторного отделения
212
ГЛАВА 8
электростанциях используют только одновальные турбины [в начале 70-х
годов прошлого века на Славянской ГРЭС (Украина) построена единст-
венная двухвальная турбина мощностью 800 МВт, да и то потому, что
в то время не было электрогенератора мощностью 800 МВт].
Для обозначения типов турбин ГОСТ предусматривает специальную
маркировку, состоящую из буквенной и числовой частей. Буквенная часть
указывает тип турбины, следующее за ней число — номинальную мощ-
ность турбины в мегаваттах. Если необходимо привести и максимальную
мощность турбины, то ее значение дают через косую черту. Следующее
число указывает номинальное давление пара перед турбиной в мегапас-
калях: для теплофикационных турбин далее через косую черту представ-
ляют давление в отборах или противодавление в мегапаскалях. Наконец,
последняя цифра, если она имеется, соответствует номеру модификации
турбины, принятому на заводе-изготовителе.
Приведем несколько примеров обозначений турбин.
Турбина К-210-12,8-3
—
типа К, номинальной мощностью 210 МВт,
с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2),
третьей модификации.
Турбина П-6-3,4/0,5 — типа П, номинальной мощностью 6 МВт,
с начальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолютным давле-
нием отбираемого пара 0,5 МПа.
Турбина Т-110/120-12,8 — типа Т, номинальной мощностью 110 МВт
и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным абсолютным давле-
нием пара 12,8 МПа.
Турбина ПТ-25/30-8,8/1 — типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт
и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением
пара 8,8 МПа (90 ат) и абсолютным давлением отбираемого пара 1 МПа.
Турбина Р-100/105-12,8/1,45 — типа Р, номинальной мощностью
100 МВт и максимальной мощностью 105 МВт, с начальным абсолютным
давлением пара 12,8 МПа и абсолютным противодавлением 1,45 МПа.
Турбина ПР-12/15-8,8/1,45/0,7 — типа ПР, номинальной мощностью
12 МВт и максимальной мощностью 15 МВт, с начальным абсолютным
давлением 8,8 МПа, давлением в отборе 1,45 МПа и противодавлением
0,7 МПа.
8.5. Основные техничес ие требования паровым т рбинам
и их хара теристи и
Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является
паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования,
предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандар-
тах (ГОСТ). Здесь мы остановимся только на наиболее важных из них.
Прежде всего к турбине предъявляется ряд требований, которые
можно охватить одним термином — надежность. Надежность техниче-
213
Устройство современных паровых турбин
ского объекта — это его свойство выполнять заданные функции в задан-
ном объеме при определенных условиях функционирования. Примени-
тельно к паровой турбине надежность — это бесперебойная выработка
мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной сис-
теме эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также
недопущение ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.
Важно подчеркнуть, что понятие надежности включает в себя и поня-
тие экономичности. Бесперебойно работающая турбина с низкой эконо-
мичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних
неполадок не может считаться надежной. Надежность — это комплексное
свойство, характеризуемое такими показателями, как безотказность, дол-
говечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живу-
честь, безопасность. Не вдаваясь в строгие определения этих показате-
лей, отметим главные из них.
Безотказность — это свойство турбины непрерывно сохранять рабо-
тоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя нара-
ботка на отказ для турбин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна
быть не менее 6250 ч, а меньшей мощности — не менее 7000 ч, а для
турбин АЭС — не менее 6000 ч. Если учесть, что в календарном году
8760 ч и что какое-то время турбина не работает (например, по указанию
диспетчера энергосистемы), то это означает, что отказы по вине турбины
в среднем должны происходить не чаще 1 раза в год.
Полный установленный срок службы турбины ТЭС должен быть
не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. Этот срок службы
не относится к быстроизнашивающимся деталям, например, рабочим
лопаткам, уплотнениям, крепежным деталям. Для таких деталей важен
средний срок службы до капитального ремонта (межремонтный
период). В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее 6 лет (кроме
того, на ТЭС и АЭС реализуется плановая система текущих и планово-
предупредительных ремонтов).
Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре
свыше 450 оС, кроме такого показателя долговечности, как срок службы,
вводится другой показатель — ресурс — суммарная наработка турбины
от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. На этапе
проектирования предельное состояние определяется как назначенный
ресурс. По определению это ресурс, при достижении которого эксплуата-
ция турбины должна быть прекращена независимо от ее технического
состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина
может сохранить значительную дополнительную работоспособность (оста-
точный ресурс), и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины
продляют. Учитывая нелогичность применительно к турбине термина
«назначенный ресурс», стали употреблять термин «расчетный ресурс».
Таким образом, расчетный (назначенный) ресурс — это наработка тур-
214
ГЛАВА 8
бины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении
должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.
ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса (он должен быть уста-
новлен в технических условиях или техническом задании на ее проекти-
рование в каждом конкретном случае). Долгие годы расчетный ресурс
составлял 100 тыс. ч, сейчас — как правило, 200 тыс. ч. Подробнее
вопрос о ресурсе рассматривается в гл. 14.
Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность.
Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее
цилиндров.
Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той
долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механи-
ческую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: в хороших тур-
бинах КПД составляет 90—94 %. Коэффициент полезного действия ЦВД
и ЦНД существенно меньше и в среднем составляет 84—86 %. Это сни-
жение обусловлено существенно более сложным характером течения
пара в решетках очень малой (несколько десятков миллиметров в первых
ступенях ЦВД) и очень большой (1 м и более) в последних ступенях ЦНД
высотами решеток. Рассчитать это течение и подобрать под него профили
лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах.
Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным
паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и ока-
зывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.
Кроме приведенных технических требований ГОСТ содержит и дру-
гие многочисленные требования, в частности, к системе защиты тур-
бины при возникновении аварийных ситуаций, к маневренности (диапа-
зон длительной работы — обычно 30—100 % номинальной мощности;
продолжительности пуска и остановки, число возможных пусков и др.),
к системам регулирования и управления турбиной, к ремонтопригодно-
сти и безопасности (пожаробезопасности, уровня вибрации, шума и т.д.),
методам контроля параметров рабочих сред (пара, масла, конденсата),
транспортировке и хранению.
Контрольные вопросы
1. Какие элементы объединяет валопровод паровой турбины?
2. Назовите основные элементы цилиндра паровой турбины.
3. Какие функции в цилиндре выполняют концевые уплотнения?
4. Как устроена проточная часть турбины?
5. Какие элементы включает в себя ступень турбины и каковы функции этих эле-
ментов?
6. Как устроена ступень паровой турбины и каким образом потенциальная энер-
гия пара преобразуется во вращательную энергию ее ротора?
7. Как устроено лабиринтное уплотнение вала турбины?
8. Из каких элементов состоит пакет рабочих лопаток?
9. Как устроена и работает опора валопровода?
215
Устройство современных паровых турбин
10. Для чего нужны опорные вкладыши и как они устроены?
11. Объясните назначение энергетических, промышленных и вспомогательных
паровых турбин.
12. Каково назначение конденсационных и теплофикационных паровых турбин?
Может ли конденсационная турбина отпускать тепло внешнему потребителю?
13. Как классифицируются паровые турбины по начальным параметрам пара?
14. В чем различие базовых и полупиковых паровых турбин?
15. В чем разница в конструкции генератора быстроходных и тихоходных паро-
вых турбин?
16. Объясните смысл маркировки паровых турбин К-1000-5,9/25-2 и Т-250/300-23,5.
17. Какие свойства паровой турбины объединяет понятие надежности?
18. Что такое наработка на отказ и какова она должна быть у паровых турбин?
19. Какова разница между сроком службы и ресурсом турбины?
20. Что такое межремонтный период и каков он должен быть для паровых турбин?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д . Трухний. М . : Энергоатомиздат, 1990.
2. Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки / А.Д. Трухний,
Б.В. Ломакин. М. : Издательский дом МЭИ, 2006.
3. Трухний А.Д. Атлас конструкций деталей турбины /А.Д . Трухний, Б.Н. Крупенников,
А.Н . Троицкий. М. : Издательский дом МЭИ, 2007.
4. Трухний А.Д. Тихоходные паровые турбины атомных электрических станций: учебное
пособие для вузов / А.Д . Трухний, А.Е . Булкин. М .: Издательский дом МЭИ, 2011.
216
Глава девятая
УСТРОЙСТВО СОВРЕМЕННЫХ СТАЦИОНАРНЫХ
ГАЗОТУРБИННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Содержание
9.1. Устройство азот рбинно о дви ателя
9.2. Устройство возд шно о омпрессора
9.3. Устройство амеры с орания
9.4. Устройство азовой т рбины
9.5. Констр ции орелочных стройств
9.6. Роторы азот рбинных дви ателей
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
9.1. Устройство азот рбинно о дви ателя
Прежде, чем перейти к рассмотрению устройства газотурбинного дви-
гателя, необходимо условиться в определениях.
Газотурбинный двигатель — это часть газотурбинного агрегата
(ГТА), состоящего из ГТД и электрического генератора. В свою очередь,
ГТА и многочисленное вспомогательное оборудование, необходимое для
его функционирования, называют газотурбинной установкой. Наконец,
ГТД состоит из компрессора, камеры сгорания и газовой турбины.
Именно ГТД является основным элементом ГТУ и, если смотреть шире,
даже газотурбинной или парогазовой электростанции.
Необходимо подчеркнуть одно важное отличие ГТУ от ПТУ. В состав
ПТУ не входит котел, точнее котел рассматривается как отдельный источ-
ник тепла; при таком рассмотрении котел — это «черный ящик»: в него
входит питательная вода с температурой tп.в
, а выходит пар с парамет-
рами р0, t0. Паротурбинная установка без котла как физического объекта
работать не может. В ГТУ камера сгорания — это ее неотъемлемый эле-
мент. В этом смысле ГТУ — самодостаточна.
Газотурбинные установки отличаются чрезвычайно большим разнооб-
разием, пожалуй, даже большим, чем паротурбинные. Ниже рассматрива-
ются наиболее перспективные и наиболее используемые в энергетике
ГТУ простого цикла.
Принципиальная схема ГТД такой ГТУ показана на рис. 9.1. Воздух
из атмосферы поступает в воздушный компрессор, который представляет
217
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
17
16
15
pb
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
12
13
14
pa
5
Рис. 9.1. Принципиальная схема ГТД (рисунок из проспекта фирмы Siemens):
1 — входной патрубок воздушного компрессора; 2 — воздух из атмосферы; 3 — проточная
часть воздушного компрессора; 4 — сжатый воздух; 5 — топливо; 6 — корпус камеры сгора-
ния; 7 — пламенная труба; 8 — горелочные устройства; 9 — факел; 10 — горячие газы; 11 —
проточная часть газовой турбины; 12 — выхлопные газы ГТУ; 13 — опорный подшипник;
14 — выходной диффузор; 15 — стяжной болт ротора; 16 — опорно-упорный подшипник;
17 — вал-проставка для присоединения электрогенератора
218
ГЛАВА 9
собой роторную турбомашину с проточной частью, состоящей из вра-
щающихся и неподвижных решеток. Отношение давления за компрессо-
ром рb к давлению перед ним ра называется степенью сжатия воздуш-
ного компрессора и обычно обозначается как π к (π к
= рb /ра). Ротор
компрессора приводится газовой турбиной. Поток сжатого воздуха пода-
ется в одну, две (как на рис. 9.1) или более камер сгорания. При этом
поток воздуха, идущий из компрессора, направляется к горелочным уст-
ройствам, куда также подается топливо (газ или жидкое топливо). При
сжигании топлива образуются продукты сгорания высокой температуры
(их обычно называют рабочими газами), допустимой для деталей газовой
турбины.
Рабочие газы с давлением рс (рс < рb из-за гидравлического сопротив-
ления камеры сгорания) подаются в проточную часть газовой турбины,
принцип действия которой ничем не отличается от принципа действия
паровой турбины (отличие состоит только в том, что газовая турбина
работает на продуктах сгорания топлива, а не на паре). В газовой турбине
рабочие газы расширяются практически до атмосферного давления pd ,
поступают в выходной диффузор 14 и из него — либо сразу в дымовую
трубу, либо предварительно в какой-либо теплообменник, использующий
теплоту выхлопных газов ГТУ.
Вследствие расширения продуктов сгорания в газовой турбине,
последняя вырабатывает мощность. Весьма значительная ее часть (при-
мерно половина) тратится на привод компрессора, а оставшаяся часть —
на привод электрогенератора. Это и есть полезная мощность ГТУ, кото-
рая указывается при ее маркировке.
Для изображения схем ГТУ применяют условные обозначения, подоб-
ные тем, которые используют для ПТУ (рис. 9.2).
Из рассмотрения рис. 9.1 и 9.2 становится ясным, почему описанная
ГТУ называется ГТУ простого цикла. Более простой ГТУ быть не
может, так как она содержит минимум необходимых компонентов,
pd,Td
pc
,T
c
pa
,T
a
pb, Tb
Топливо
Камера
сгорания
Воздушный
компрессор
Газовая
турбина
Генератор
Рис. 9.2. Схема ГТУ простой схемы в условных обозначениях
219
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
обеспечивающих по следовательные процессы сжатия, нагрева и расши-
рения рабочего тела: один компрессор, одну или не сколько камер сгора-
ния, работающих в одинаковых условиях, и одну газовую турбину.
Наряду с ГТУ простого цикла существуют ГТУ сложного цикла, кот о р ы е
могут содержать несколько компрессоров, турбин и камер сгорания.
Как увидим ниже, ГТУ не отличается высокой экономичностью из-за
высокой температуры выхлопных газов. Усложнение схемы позволяет
повысить ее экономичность, но одновременно требует увеличения капи-
таловложений и усложняет эксплуатацию.
На рис. 9.3 показано устройство ГТУ V94.3 фирмы Siemens. Атмосфер-
ный воздух от комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ)
поступает в шахту 4, а из нее — к проточной части 16 воздушного компре с-
сора. В компрессоре происходит сжатие воздуха. Степень сжатия в типич-
ных компрессорах составляет π к
= 13 ÷ 17, и таким образом давление
в тракте ГТД не превышает 1,3—1,7 МПа (13—17 ат). Это еще одно важ-
ное отличие ГТД от паровой турбины, в которой давление пара больше, чем
давление газов в ГТД в 10—15 раз. Малое давление рабочей среды обу-
словливает малую толщину стенок корпусов и легкость их прогрева.
Именно это делает ГТУ очень маневренной, т.е. способной к быстрым пус-
кам и остановкам. Если для пуска паровой турбины в зависимости от ее
начального температурного состояния требуется от 1 ч до нескольких
часов, то ГТУ может быть введена в работу за 10—15 мин.
При сжатии в компрессоре воздух нагревается. Оценить этот нагрев
можно по простому приближенному соотношению
Тb/Та
=π
к
0,25
,
(9.1)
в котором Тb и Та
—
абсолютные температуры воздуха за компрессором
и перед ним. Если, например, Т
а
= 300 К, т.е. температура окружающего
воздуха равна 27 °С, а π к
= 16, то Тb = 600 К и, следовательно, воздух
нагревается на
∆t=(600–273)–(300–273)=300 °С.
Таким образом, в рассматриваемом примере температура воздуха за ком-
прессором составляет 327 °С. Реально эта температура для современных
ГТД находится на уровне 400—410 °С.
Воздух между стенками пламенной трубы (см. рис. 9.3) и корпуса
камеры сгорания движется к горелочному устройству, к которому пода-
ется и топливный газ. Поскольку топливо должно поступать в камеру сго-
рания, где давление 1,3—1,7 МПа, то давление газа должно быть бóль-
шим. Для возможности регулирования его расхода в камеру сгорания
требуется давление газа примерно вдвое больше, чем давление в камере.
Если в подводящем газопроводе имеется такое давление, то газ подается
в камеру сгорания прямо с газораспределительного пункта (ГРП) элект-
220
ГЛАВА 9
Р
и
с
.
9
.
3
.
У
с
т
р
о
й
с
т
в
о
Г
Т
У
V
9
4
.
3
(
р
и
с
у
н
о
к
и
з
п
р
о
с
п
е
к
т
а
ф
и
р
м
ы
S
i
e
m
e
n
s
)
:
1
—
р
о
т
о
р
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
;
2
—
в
а
л
-
п
р
о
с
т
а
в
к
а
;
3
—
п
е
р
е
д
н
я
я
о
п
о
р
а
р
о
т
о
р
а
;
4
—
ш
а
х
т
а
п
о
д
в
о
д
а
в
о
з
д
у
х
а
о
т
к
о
м
п
л
е
к
с
н
о
г
о
в
о
з
д
у
х
о
о
ч
и
с
т
и
т
е
л
ь
н
о
г
о
у
с
т
р
о
й
с
т
в
а
;
5
—
с
т
я
ж
н
о
й
б
о
л
т
р
о
т
о
р
а
Г
Т
У
;
6
—
о
б
в
о
д
н
ы
е
т
р
у
б
о
п
р
о
в
о
д
ы
;
7
—
п
р
о
т
о
ч
н
а
я
ч
а
с
т
ь
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
8
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
п
а
т
р
у
б
о
к
Г
Т
У
(
д
и
ф
ф
у
з
о
р
)
;
9
—
з
а
д
н
я
я
о
п
о
р
а
р
о
т
о
р
а
;
1
0
—
п
л
а
м
е
н
н
а
я
т
р
у
б
а
к
а
м
е
р
ы
с
г
о
р
а
н
и
я
;
1
1
—
к
о
р
п
у
с
к
а
м
е
р
ы
с
г
о
р
а
н
и
я
;
1
2
—
г
о
р
е
л
о
ч
н
ы
е
у
с
т
р
о
й
с
т
в
а
;
1
3
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
д
и
ф
ф
у
з
о
р
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
1
4
—
т
р
у
б
о
п
р
о
в
о
д
п
о
д
а
ч
и
в
о
з
д
у
х
а
н
а
о
х
л
а
ж
д
е
н
и
е
к
о
р
п
у
с
н
ы
х
э
л
е
м
е
н
т
о
в
и
с
о
п
л
о
в
ы
х
л
о
п
а
т
о
к
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
5
—
т
р
у
б
о
п
р
о
в
о
д
ы
п
о
д
а
ч
и
т
о
п
л
и
в
н
о
г
о
г
а
з
а
;
1
6
—
п
р
о
т
о
ч
н
а
я
ч
а
с
т
ь
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
1
7
—
с
е
р
в
о
д
в
и
г
а
т
е
л
ь
в
х
о
д
н
о
г
о
н
а
п
р
а
в
л
я
ю
щ
е
г
о
а
п
п
а
р
а
т
а
;
1
8
—
п
е
р
е
д
н
я
я
о
п
о
р
а
Г
Т
У
;
I
—
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
;
I
I
—
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
;
I
I
I
—
т
у
р
б
и
н
а
;
I
V
—
к
а
м
е
р
а
с
г
о
р
а
н
и
я
221
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
ростанции. Если давление газа недостаточное, то между ГРП и камерой
устанавливают дожимной газовый компрессор.
Расход топливного газа составляет всего примерно 1—1,5 % расхода
воздуха, поступающего от компрессора, поэтому создание малорасход-
ного высокоэкономичного дожимного газового компрессора представляет
собой определенные технические трудности.
Внутри пламенной трубы 10 образуются продукты сгорания высокой
температуры, достигающей в типичных современных ГТД 1250—1500 °С.
Из камеры сгорания горячие газы поступают в проточную часть 7
газовой турбины. В ней газы расширяются практически до атмосферного
давления, так как пространство за газовой турбиной сообщается либо
с дымовой трубой, либо с теплообменником, гидравлическое сопротивле-
ние которого невелико.
При расширении газов в газовой турбине на ее валу создается мощ-
ность. Эта мощность частично расходуется на привод воздушного ком-
прессора, а ее избыток — на привод ротора 1 электрогенератора. Одна
из характерных особенностей ГТД состоит в том, что компрессор требует
примерно половины мощности, развиваемой газовой турбиной. Это одно
из принципиальных отличий ГТУ от ПТУ: в последней мощность, иду-
щая на сжатие питательной воды даже до давления 23,5 МПа (240 ат),
составляет всего несколько процентов от мощности паровой турбины.
Связано это с тем, что вода — малосжимаемая жидкость, а воздух для
сжатия требует много энергии.
В первом, достаточно грубом приближении, температуру газов за тур-
биной можно оценить по простому соотношению, аналогичному (9.1):
Тс/Тd = π
к
0,25
.
(9.2)
Поэтому, если π к
= 16, а температура перед турбиной Тс
= 1400°С=
= 1673 К, то температура за ней составляет примерно
Тd=Т
с
/πк
0,25
= 1673/160,25
= 836К=563°С.
Таким образом, температура газов за ГТД достаточно высока, и значи-
тельное количество теплоты, полученной при сжигании топлива, в бук-
вальном смысле уходит в дымовую трубу. Поэтому при автономной
работе ГТУ ее КПД невелик: для типичных ГТУ он составляет 35—39 %,
т.е. существенно меньше, чем КПД ПТУ. Дело, однако, кардинальным
образом изменяется при установке на «хвосте» ГТД теплообменника
(сетевого подогревателя или котла-утилизатора для комбинированного
цикла), о чем пойдет речь в гл. 13.
За газовой турбиной устанавливают выходной диффузор — плавно
расширяющийся канал, при течении в котором скоростной напор газов
частично преобразуется в давление. Это позволяет иметь за газовой тур-
биной давление меньшее, чем атмосферное, что увеличивает работоспо-
собность 1 кг газов в турбине и, следовательно, повышает ее мощность.
222
ГЛАВА 9
9.2. Устройство возд шно о омпрессора
Как уже указывалось, воздушный компрессор — это турбомашина,
к валу которой подводится мощность от газовой турбины; эта мощность
передается воздуху, протекающему через проточную часть компрессора,
вследствие чего давление воздуха повышается вплоть до давления
в камере сгорания.
На рис. 9.4 показан ротор ГТД, уложенный в опорные подшипники;
на переднем плане хорошо виден ротор компрессора и статорные эле-
менты.
Из шахты 4 (см. рис. 9.3) воздух поступает в каналы, образованные
поворотными лопатками 2 (рис. 9.4) невращающегося входного направ-
ляющего аппарата (ВНА). Главная задача ВНА — сообщить потоку, дви-
жущемуся в осевом (или радиально-осевом) направлении, вращательное
движение.
В современных ГТД входной направляющий аппарат делают поворот-
ным (рис. 9.5). Необходимость в поворотном ВНА вызвана стремлением
2
1
9
10
11
7
8
63
4
5
Рис. 9.4. Ротор ГТД, уложенный в опорные подшипники:
1 — радиальные стойки, соединяющие корпус входной части компрессора и корпус подшип-
ника; 2 — поворотные лопатки входного направляющего аппарата; 3 — рабочие лопатки пер-
вой ступени компрессора; 4 — корпус воздушного компрессора; 5 — отверстия под скрепляю-
щие шпильки фланцевого разъема; 6 — рычаг привода поворотных лопаток ВНА; 7 — рабочие
лопатки второй ступени компрессора; 8 — камеры отбора воздуха на охлаждение газовой тур-
бины или сброса воздуха при пусках; 9 — шейка вала под опорный подшипник; 10 — полу-
муфта вала ротора; 11 — корпус подшипника
223
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
не допустить значительного уменьшения экономичности при снижении
нагрузки ГТУ. Дело заключается в том, что валы компрессора и электро-
генератора большинства ГТУ имеют одинаковую частоту вращения, рав-
ную частоте сети. Поэтому, если не использовать ВНА, то и количество
воздуха, подаваемого компрессором в камеру сгорания, по стоянно и не
зависит от нагрузки турбины. А изменить мощность ГТД можно только
изменением расхода топлива в камеру сгорания. Поэтому при уменьшении
расхода топлива и неизменно сти количе ства воздуха, подаваемого ком-
прессором, снижается температура рабочих газов и перед газовой турби-
ной, и за ней. Это приводит к очень значительному уменьшению эконо-
мичности ГТД . Поворот лопаток при снижении нагрузки вокруг оси 1 на
25—30° (см. рис. 9.5) позволяет уменьшить расход воздуха в камеру сго-
рания, поддерживая постоянным соотношение между расходами воздуха
и топлива. Установка входного направляющего аппарата позволяет под-
1
141312
11
109
8
76
234
4
5
Рис. 9.5. Входная часть воздушного компрессора (проект ЛМЗ):
1 — ось поворота лопатки ВНА; 2 — корпус воздушного компрессора (см. поз. 4 на рис. 9.4);
3 — рабочая лопатка ВНА (см. поз. 2 на рис. 9.4); 4 — поворотные рычаги направляющих лопа-
ток (см. поз. 6 на рис. 9 .5); 5 — поворотное кольцо привода поворотных рычагов; 6 — диск шес-
той ступени компрессора; 7 — стяжной болт ротора компрессора и газовой турбины; 8 —
направляющие лопатки второй ступени компрессора; 9 — рабочие лопатки второй ступени ком-
прессора; 10 — диск второй ступени; 11 — направляющие лопатки первой ступени; 12 — диск пер-
вой ступени; 13 — рабочая лопатка первой ступени; 14 — цилиндрический шарнир лопатки ВНА
224
ГЛАВА 9
держивать температуру газов перед газовой турбиной и за ней примерно
постоянной в диапазоне мощности 100—60 %.
Большинство стационарных ГТУ имеет только один ВНА. Современ-
ные очень мощные ГТУ снабжают еще несколькими рядами поворотных
направляющих лопаток компрессора (обычно вторых—четвертых ступе-
ней). Это позволяет повысить экономичность компрессора при снижении
мощности ГТУ, а также противостоять появлению при пусках очень опас-
ного явления — помпажа, который может привести к полному быстрому
разрушению всей машины. Компрессор с несколькими рядами поворот-
ных лопаток показан на рис. 9.5.
На рис. 9.6 изображен привод лопаток ВНА. К осям каждой лопатки кре-
пится поворотный рычаг 2 (см. поз. 4 на рис. 9.5), который через рычаг 4
2
1
3
4
5
Рис. 9.6. Устройство входного поворотного направляющего аппарата ГТУ фирмы General
Electric:
1 — поворотное кольцо; 2 — поворотный рычаг; 3 — ось поворота лопатки ВНА; 4 — рычаг,
соединяющий поворотный рычаг и поворотное кольцо; 5 — поворотные лопатки ВНА
225
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
связан с поворотным кольцом 1 (см. поз. 5 на рис. 9.5). При необходимо-
сти изменения расхода воздуха кольцо 1 поворачивается с помощью тяг
и электродвигателя с редуктором; при этом поворачиваются одновре-
менно все рычаги 2 и соответственно лопатки ВНА 5.
Закрученный с помощью ВНА воздух поступает в первую ступень воз-
душного компрессора, которая состоит из двух решеток: вращающейся
(см. поз. 13 на рис. 9.5 и поз. 3 на рис. 9.4) и неподвижной (см. поз. 11
на рис. 9.5); в этом отличие от ступени турбины, в которой первая решетка —
невращающаяся. Обе решетки в отличие от решеток турбины имеют рас-
ширяющиеся (диффузорные) каналы (рис. 9.7), т.е. площадь для прохода
воздуха на входе F1 меньше, чем площадь F2 на выходе. При движении
воздуха в таком канале его скорость уменьшается (w2 < w1 ), а давление
увеличивается (р2 > р1 ). К сожалению, сделать диффузорную решетку
экономичной, т.е. такой, чтобы скорость потока w1 в максимальной сте-
пени преобразовалась бы в давление, а не в теплоту, можно только при
небольшой степени сжатия р2 / р1 (обычно 1,2—1,3), что приводит к боль-
шому числу ступеней компрессора (14—16 при степени сжатия компрес-
сора πк
= 13÷16).
На рис. 9.8 показано течение воздуха в первой компрессорной сту-
пени. Из входного (неподвижного) поворотного соплового аппарата воз-
дух выходит со скоростью с1 (см. верхний треугольник скоростей),
t
F1
p1
w
2<w1
w
2
b2
w
1
p2>p1
F2
b1
w
1
Рис. 9.7. Канал компрессорной решетки
Вращающаяся
( рабочая)
решет а
c
1
u
1
p0
w
1
b1
a
1
u
p1>p0
b2
w
2
u
2
a
2
c
2
Неподвижная
(направляющая)
решет а
p2>p1
¢
a
1
c
1¢
Рис. 9.8. Течение воздуха в компрес-
сорной ступени
226
ГЛАВА 9
имеющей необходимую окружную закрутку (α1 < 90°). Если располо-
женная за ВНА вращающаяся (рабочая) решетка имеет скорость u1,
то относительная скорость входа в нее w1 будет равна разности векто-
ров с1 и u1, и эта разность будет больше, чем с1, т.е. w1 > c1. При движе-
нии в канале скорость воздуха уменьшается до значения w2, и он выхо-
дит под углом β2 , определяемым наклоном профилей. Однако
вследствие вращения и подвода к воздуху энергии от рабочих лопаток
его скорость с2 в абсолютном движении будет больше, чем с1. Лопатки
неподвижной решетки устанавливают так, чтобы вход воздуха в канал
был безударным. Так как каналы этой решетки расширяющие ся, то ско-
рость в ней уменьшается до значения с ′1
, а давление возрастает от р1
до р2. Решетку проектируют так, чтобы с ′1
=
с1, а α′1
= α1. Поэтому
во второй и последующих ступенях процесс сжатия будет протекать ана-
логичным образом. При этом высота их решеток будет уменьшаться
в соответствии с увеличившейся плотностью воздуха из-за сжатия.
Последняя ступень компрессора устроена так же, как и предшествую-
щие, с той лишь разницей, что задачей последнего направляющего аппа-
рата 1 (рис. 9.9) является не только повышение давления, но и обеспече-
ние осевого выхода потока воздуха. Воздух поступает в кольцевой
выходной диффузор 23, где давление повышается до максимального зна-
чения, и из него — в кольцевое пространство 24.
Из корпуса воздушного компрессора выполняются отборы воздуха для
охлаждения элементов газовой турбины. Для этого в его корпусе выпол-
няют кольцевые камеры (см. поз. 8 на рис. 9.4), сообщаемые с простран-
ством за соответствующей ступенью. Воздух из камер отводится с помо-
щью трубопроводов (см. поз. 14 на рис. 9.3).
Кроме того, компрессор имеет так называемые антипомпажные кла-
паны и обводные трубопроводы (см. поз. 6 на рис. 9.3), перепускающие
воздух из промежуточных ступеней компрессора в выходной диффузор
газовой турбины при ее пуске и остановке. Это исключает неустойчивую
работу компрессора при малых расходах воздуха (это явление называется
помпажом), выражающуюся в интенсивной вибрации всей машины.
Создание высокоэкономичных воздушных компрессоров представляет
собой чрезвычайно сложную задачу. Обычно компрессоры получают
моделированием работающих компрессоров с последующей эксперимен-
тальной доводкой.
227
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
21
22
20
18
1
2
3
4
23
24
18
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
Рис. 9.9. Выходная часть компрессора, трубчато-кольцевая камера сгорания и входная
часть газовой турбины (проект ЛМЗ-«Авиадвигатель»):
1 — спрямляющий аппарат последней ступени компрессора; 2 — корпус камеры сгорания; 3 — пер-
форированный конус для установки пламенной трубы; 4 — цилиндр для установки горелочного уст-
ройства; 5 — свеча; 6 — пилотная горелка; 7 — основной горелочный модуль; 8 — фронтовая плита
камеры; 9 — зона горения; 10 — пламенная труба; 11 — кран регулировки подачи вторичного воз-
духа в камеру из кольцевого пространства 24; 12 — переходный конфузор; 13 — трубопровод
подачи воздуха на охлаждение соплового аппарата второй ступени турбины; 14 — камера подачи
охлаждающего воздуха; 15 — сопловой аппарат первой ступени турбины; 16 — рабочие лопатки
первой ступени турбины; 17 — сопловой аппарат второй ступени; 18 — хиртовые соединения эле-
ментов ротора; 19 — диск ротора первой ступени турбины; 20 — лабиринтовые уплотнения; 21 —
диск последней ступени компрессора; 22 — соединительный элемент роторов компрессора и тур-
бины; 23 — выходной диффузор компрессора; 24 — кольцевое пространство для размещения
камер сгорания
228
ГЛАВА 9
9.3. Устройство амеры с орания
Камеры сгорания ГТД отличаются большим разнообразием. Выше
(см. рис. 9.3) показан ГТД с двумя выносными камерами. На рис. 9.10
изображена ГТД типа 13Е мощностью 140 МВт фирмы АВВ с одной
выносной камерой сгорания, устройство которой аналогично устройству
камеры, показанной на рис. 9.3. Воздух из компрессора поступает в про-
странство между корпусом камеры и пламенной трубой и затем исполь-
зуется для горения газа и для охлаждения пламенной трубы.
Главный недостаток выносных камер сгорания — большие габаритные
размеры, которые хорошо видны из рис. 9.10. Справа от камеры размеща-
ется газовая турбина, слева — компрессор. Сверху в корпусе видны три
отверстия для размещения антипомпажных клапанов и далее — привод
ВНА. В современных ГТД используют в основном встроенные камеры
сгорания: кольцевые и трубчато-кольцевые.
На рис. 9.9 показана трубчато-кольцевая камера сгорания ГТЭ-180.
В кольцевое про странство 24 между выходной частью воздушного ком-
прессора и входной частью газовой турбины с помощью перфорирован-
ных конусов 3 помещают 12 пламенных труб 10. Пламенная труба содер-
жит многочисленные отверстия диаметром 1 мм, расположенные по
кольцевым рядам на расстоянии 6 мм между ними; расстояние между
рядами отверстий 23 мм. Через эти отверстия снаружи поступает «холод-
ный» воздух, обеспечивая конвективно-пленочное охлаждение и темпе-
ратуру пламенной трубы не выше 850 °С. На внутреннюю поверхность
пламенной трубы наносится термобарьерное покрытие толщиной 0,4 мм.
Ha рис. 9.11 показана кольцевая камера сгорания фирмы Siemens,
используемая в ГТД SGT5-4000F. Камера встроена между компрессором
и газовой турбиной, и ее «внутренность» представляет собой тело враще-
ния, образованное внутренней 4 и наружной 6 обечайками, закрытыми
фронтовым кольцом 11 , в котором на равном расстоянии одна от другой
помещаются 24 горелки 1. На выходе из камеры создается кольцевая
щель, из которой продукты сгорания топлива, имеющие практически оди-
наковую температуру по окружности, поступают в сопловой аппарат пер-
вой ступени турбины.
Внутренняя и наружная обечайки изготавливаются литьем и изнутри
облицованы термозащитными щитками из жаропрочной стали (рис. 9.12)
с керамическим термобарьерным покрытием. Щитки устанавливаются
на обечайках с зазорами и свободно расширяются. Охлаждающий воздух
проходит в зазорах между щитками, создавая охлаждающую пленку воз-
духа.
229
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
Рис. 9.10. Внешний вид ГТД типа 13Е на сборочном стенде завода
230
ГЛАВА 9
1
14
10
15
9
8
7
6
5
11
2
3
4
1
12
13
Рис. 9.11. Размещение кольцевой камеры сгорания ГТД SGT5-4000F фирмы Siemens
в корпусе (рисунок из проспекта фирмы):
1 — горелка; 2 — последние ступени компрессора; 3 — корпус компрессора; 4 — внутренняя
обечайка камеры сгорания; 5 — корпус турбины; 6 — наружная обечайка камеры сгорания;
7 — обойма корпуса газовой турбины; 8, 9 — сопловые аппараты перой и второй ступеней
турбины; 10 — стяжной болт ротора ГТД; 11 — фронтовое кольцо; 12 — выходной диффузор
компрессора; 13 — промежуточный цилиндрический элемент; 14 — уплотнения; 15 — диаф-
фрагма первой ступени газовой турбины
231
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
Камера имеет лазы, позволяющие инспектировать состояние фронто-
вых устройств, термозащитных щитков и соплового аппарата первой сту-
пени без разборки ГТД.
9.4. Устройство азовой т рбины
Газовая турбина является наиболее сложным элементом ГТД, что обу-
словлено, в первую очередь, очень высокой температурой рабочих газов,
протекающих через ее проточную часть: температура газов перед турби-
ной 1350 °С в настоящее время считается «стандартной», и ведущие фирмы
освоили начальную температуру 1500 °С. Напомним, что «стандартная»
начальная температура пара для паровых турбин составляет 540 °С.
Стремление повысить начальную температуру связано прежде всего
с выигрышем в экономичности, который она дает.
Если первая энергетическая ГТУ, построенная фирмой Brown Bovery
в Швейцарии в 1939 г., имела мощность 4 МВт, начальную температуру
550 °С и КПД 18 %, то сегодня уже работают ГТУ мощностью 375 МВт
с начальной температурой 1600 °С и КПД более 40 %. Считается, что
Рис. 9.12. Внутренняя облицовка кольцевой камеры сгорания ГТУ 94.3A фирмы Siemens
(слева видны горелки, справа — сопловой аппарат первой ступени газовой турбины)
232
ГЛАВА 9
каждые 50 °С прироста температуры обеспечивают возрастание мощ-
ностина8—13%иКПДна2—4%.
В международной практике принято делить ГТУ на поколения: В, С, D
и т.д.
В середине 80-х годов пошлого века были освоены ГТУ мощностью
140—170 МВт на начальную температуру 1050—1100 °С и КПД 33—35 %.
Затем в первой половине 90-х годов были созданы ГТУ поколения F
мощностью 220—260 МВт на температуру 1250—1350 °С и КПД 35—36 %.
Эти ГТУ образуют основной парк машин, находящийся сегодня в экс-
плуатации. В дальнейшем совершенствование ГТУ этого поколения при-
вело к созданию ее модификации — ГТУ поколений FA и FB с КПД
36,0—38,5 %. Затем японской фирмой Mitsubishi построены ГТУ поколе-
ний G и, наконец, J. Начальную температуру 1600 °С можно считать
достигнутой на ГТУ М701J, имеющей мощность 460 МВт.
Следует, однако, иметь в виду, что эта классификация является добро-
вольным актом фирм-производителей и в неполной мере отражает их тех-
нический уровень. Можно только с уверенностью утверждать, что все
зарубежные фирмы (Siemens, MHI, Alstom Power и General Electric
Energy) сегодня изготавлиают ГТУ с КПД, превышающим 40 %. Конечно,
этот КПД связан не только с повышением температуры, но и с совершен-
ствованием других элементов ГТУ, однако определяющим фактором все-
таки является начальная температура.
Для обеспечения длительной работы газовой турбины используют соче-
тание трех средств. Первое средство — применение для наиболее нагру-
женных деталей жаропрочных материалов, способных сопротивляться дей-
ствию высоких механических нагрузок и температур (в первую очередь для
сопловых и рабочих лопаток). Если для лопаток паровых турбин и некото-
рых других элементов применяются стали (т.е. сплавы на основе железа)
с содержанием хрома 12—13 %, то для лопаток газовых турбин использу-
ются сплавы на никелевой основе (нимоники), которые способны при
реально действующих механических нагрузках и необходимом сроке
службы выдержать температуру 800—850 °С. Поэтому вместе с первым
используют второе средство — охлаждение наиболее горячих деталей.
Для охлаждения большинства современных ГТД используется воздух,
отбираемый из различных ступеней воздушного компрессора. Имеются
ГТД, в которых для охлаждения применяется водяной пар, являющийся
лучшим охлаждающим агентом, чем воздух. Охлаждающий воздух после
нагрева в охлаждаемой детали сбрасывается в проточную часть газовой
турбины. Такая система охлаждения называется открытой. Суще ствуют
замкнутые системы охлаждения, в которых нагретый в детали охлаж-
дающий агент направляется в холодильник и затем снова возвращается
для охлаждения детали. Такая система не только весьма сложна, но и тре-
бует утилизации тепла, отбираемого в холодильнике.
233
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
Система охлаждения газовой турбины — самая сложная система
в ГТД, определяющая его срок службы. Она позволяет увеличить эконо-
мичность ГТУ за счет повышения начальной температуры и при этом
сохранить температуру ее деталей на допустимом уровне. Однако следует
сознавать, что «выгода» от повышения экономичности за счет увеличе-
ния начальной температуры реализуется далеко не полностью, так как
часть этой «выгоды» используется для работы системы охлаждения.
Действительно, представим себе ГТД без системы охлаждения, в которой
весь воздух из компрессора поступает в камеру сгорания (КС) и затем в газо-
вую турбину, вырабатывая мощность с некоторым КПД. Мысленно увеличим
температуру газов за камерой сгорания, желая повысить экономичность
ГТУ. При этом отберем столько воздуха за компрессором и направим его
на охлаждение сопловых лопаток первой ступени ГТ, чтобы температура
газов перед рабочими лопатками осталась прежней. В этом случае мощ-
ность газовой турбины не увеличится, так как она определяется парамет-
рами газов перед рабочей, а не перед сопловой решеткой. Мало того,
можно утверждать, что мощность газовой турбины уменьшится, так как
отобранный из компрессора воздух поступит в рабочую решетку первой
ступени ГТ с температурой, меньшей, чем температура металла сопловых
лопаток, и тем более меньшей, чем температура основного потока.
Иными словами, воздух, охладивший сопловую лопатку в первой ступени
практически не выработает мощность, а в остальных ступенях его рабо-
тоспособность будет меньше, чем работоспособность основного потока
продуктов сгорания.
Аналогичный результат легко получить, если рассмотреть процесс рас-
ширения газов в остальных охлаждаемых ступенях. Таким образом, при-
ходим к выводу, что для увеличения экономичности охлаждаемой ГТУ
необходимо повысить температуру газов перед рабочей решеткой первой
ступени, причем увеличение экономичности из-за роста этой темпера-
туры должно быть бóльшим, чем возникающие потери от введения охлаж-
дения. Из рис. 9.13 нетрудно видеть, что суммарные отборы воздуха
из компрессора на охлаждение достаточно велики и могут достигать 25—
30 %. Поэтому «упущенная выгода» от повышения начальной темпера-
туры при нерациональной системе охлаждения может быть весьма значи-
тельной. Из рис. 9.13 видно, что система охлаждения газовой турбины
обеспечивает не только поддержание допустимого уровня температуры
рабочих и сопловых лопаток, но и корпусных элементов, дисков, несу-
щих рабочие лопатки, запирание уплотнений подшипников, где циркулирует
масло, и др. Эта система чрезвычайно сильно разветвлена и организуется
так, чтобы каждый охлаждаемый элемент получал охлаждающий воздух
тех параметров и в том количе стве, которые необходимы для поддержа-
ния его оптимальной температуры. Излишнее охлаждение деталей так
234
ГЛАВА 9
3
2
0
0
°
С
3
,
5
%
I
I
I
2
5
4
°
С
3
,
6
%
I
V
0
,
9
%
2
,
5
%
1
,
8
%
3
,
5
%
1
,
6
%
I
4
,
5
%
1
0
3
5
9
1
0
8
2
0
7
3
0
6
4
7
5
9
3
1
,
4
%
2
,
2
5
%
1
,
5
%
4
6
5
2
1
0
,
4
%
0
,
1
5
%
1
,
0
%
1
,
4
5
%
1
,
2
%
7
8
0
,
3
%
1
,
4
5
%
2
,
0
%
9
1
0
1
1
1
2
2
,
4
5
%
V
I
V
3
,
6
%
1
3
5
0
°
С
I
I
1
1
3
0
Р
и
с
.
9
.
1
3
.
С
х
е
м
а
о
х
л
а
ж
д
е
н
и
я
с
о
в
р
е
м
е
н
н
о
й
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
(
п
р
о
е
к
т
Л
М
З
-
«
А
в
и
а
д
в
и
г
а
т
е
л
ь
»
)
:
1
,
3
,
5
,
7
—
с
о
п
л
о
в
ы
е
а
п
п
а
р
а
т
ы
с
о
о
т
в
е
т
с
т
в
е
н
н
о
п
е
р
в
о
й
—
ч
е
т
в
е
р
т
о
й
с
т
у
п
е
н
е
й
;
2
,
4
,
6
,
8
—
р
а
б
о
ч
и
е
л
о
п
а
т
к
и
с
о
о
т
в
е
т
с
т
в
е
н
н
о
п
е
р
в
о
й
—
ч
е
т
в
е
р
т
о
й
с
т
у
п
е
н
е
й
;
9
—
1
2
—
д
и
с
к
и
с
о
о
т
в
е
т
с
т
в
е
н
н
о
ч
е
т
в
е
р
т
о
й
—
п
е
р
в
о
й
с
т
у
п
е
н
е
й
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
I
—
в
о
з
д
у
х
и
з
в
ы
х
о
д
н
о
г
о
д
и
ф
ф
у
з
о
р
а
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
I
I
—
235
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
же вредно, как и недостаточное, так как оно приводит к повышенным
затратам охлаждающего воздуха, на сжатие которого в компрессоре
затрачивается мощность газовой турбины. Кроме того, повышенные рас-
ходы воздуха на охлаждение приводят к снижению температуры газов
за турбиной, что очень существенно влияет на работу оборудования,
установленного за ГТД (например, паротурбинной установки, работаю-
щей в составе ПГУ). Наконец, система охлаждения должна обеспечивать
не только необходимый уровень температуры деталей, но и равномерность
их прогрева, исключающую появление опасных температурных напряже-
ний, цикличе ское действие которых приводит к возникновению трещин.
На рис. 9.13 показан пример схемы охлаждения типичной газовой тур-
бины. В прямоугольных рамках приведены значения температуры газов.
Перед сопловым аппаратом первой ступени 1 она достигает 1350 °С. За ним,
т.е. перед рабочей решеткой первой ступени, она составляет 1035 °С. Даже
перед рабочей лопаткой последней ступени она находится на уровне 600 °С.
Газы с этой температурой омывают сопловые и рабочие лопатки, и если бы
они не охлаждались, то их температура равнялась бы температуре газов
и срок их службы ограничивался бы несколькими часами.
Для охлаждения элементов газовой турбины используется воздух,
отбираемый из компрессора в той его ступени, где его давление
несколько больше, чем давление рабочих газов в зоне газовой турбины,
в которую подается воздух. Например (см. рис. 9.13), на охлаждение
сопловых лопаток первой ступени охлаждающий воздух в количестве
около 10 % расхода воздуха на входе в компрессор отбирается из выход-
ного диффузора компрессора, а для охлаждения сопловых лопаток послед-
ней ступени и примыкающего участка корпуса — из пятой ступени ком-
прессора. Иногда для охлаждения самых горячих элементов газовой
турбины воздух, отбираемый из выходного диффузора компрессора,
направляют сначала в воздухоохладитель. В этом случае воздуха для
охлаждения газовой турбины требуется меньше, но при этом появляются
затраты на воздухоохладитель и усложняется ГТУ.
Газовая турбина обычно имеет три-четыре ступени, т.е. шесть-восемь
венцов решеток, и чаще всего охлаждаются лопатки всех венцов, кроме
рабочих лопаток последней ступени. Воздух для охлаждения сопловых
лопаток подводится внутрь и сбрасывается через многочисленные отверс-
тия (600—700 отверстий диаметром 0,5—0,6 мм), расположенные
в соответствующих зонах профиля (рис. 9.14). К рабочим лопаткам охлаж-
дающий воздух подводится через отверстия, выполненные в торцах хво-
стовиков.
Для того чтобы понять, как устроены охлаждаемые лопатки, необхо-
димо хотя бы в общих чертах рассмотреть технологию их изготовления.
Ввиду исключительной трудности механической обработки никелевых
236
ГЛАВА 9
сплавов для получения лопаток в основном используется точное литье
по выплавляемым моделям. Для его реализации сначала по специальной
технологии формовки и термообработки из материалов на основе кера-
мики изготавливают литейные стержни (рис. 9 .15 и 9.16). Литейный
стержень — это точная копия полости внутри будущей лопатки, в которую
будет поступать и протекать в необходимом направлении охлаждающий воз-
дух. Литейный стержень помещают в стальную пресс-форму, внутренняя
полость которой полностью соответствует лопатке (см. рис. 9.14), кото-
Рис. 9.14. Сопловая (слева) и рабочая (справа) лопатки газовой турбины ГТУ фирмы
Siemens
Рис. 9.15. Литейный стержень для отливки сопловой лопатки
237
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
рую необходимо получить. Получающее ся свободное пространство
между стержнем и внутренней стенкой пресс-формы заполняют нагре-
той легкоплавкой массой (например, воском), которая застывает. Стер-
жень вме сте с обволакивающей его застывшей массой, повторяющей
внешнюю форму лопатки, извлекают из пресс-формы, покрывают сна-
ружи керамической оболочкой и таким образом получают выплавляемую
модель. Из нее в автоклаве удаляют воск и в образовавшуюся полость
подают расплав нимоника. В результате появляется литая лопатка с
внутренней полостью, заполненной стержнем. Стрежень удаляют
вытравливанием специальными химическими растворами. Полученные
лопатки практически не требуют дополнительной механиче ской обра-
ботки (кроме изготовления многочисленных отверстий для выхода охла-
ждающего воздуха). Рабочие литые лопатки требуют обработки хвосто-
вика с помощью специального абразивного инструмента.
Описанная вкратце технология заимствована из авиационной техники,
где достигнутые температуры гораздо выше, чем в стационарных ГТУ.
Трудность освоения этих технологий связана с гораздо бóльшими разме-
рами лопаток для стационарных ГТД , которые увеличиваются пропор-
ционально расходу газов, т.е. мощности ГТД .
В самых современных ГТД используют монокристаллические лопатки,
которые «выращиваются» при литье в виде одного кристалла. Связано это
с тем, что наличие границ зерен при длительном пребывании при высокой
температуре приводит к ухудшению свойств металла.
Наконец, третье средство повышения начальной температуры — нане-
сение на поверхность рабочих и сопловых лопаток газовой турбины кера-
мических термобарьерных покрытий, существенно уменьшающих темпе-
ратуру основного металла.
Рис. 9.16. Литейный стержень для отливки рабочей лопатки
238
ГЛАВА 9
9.5. Констр ции орелочных стройств
Горелочные устройства камеры сгорания — чрезвычайно важный
элемент, определяющий не только эффективность работы всей ГТУ, но и
возможность её функционирования.
Схема работы горелочного устройства показана на рис. 9.17.
Ясно, что для постоянного сжигания топлива в камере сгорания в её
пламенной трубе должна существовать стационарная область, в которую
непрерывно поступает топливо (природный газ или жидкое топливо), и из
неё также непрерывно уходят продукты сгорания, направляющиеся в газо-
вую турбину. Для создания такой стационарной области используют осо-
бенности течения среды за плохообтекаемыми телами (рис. 9.17, а): если
в равномерном потоке газа, например, установить конус, то за ним возни-
кает стационарная зона обратных токов. Если в зону воздушных обрат-
ных токов подать топливо и воспламенить его, то при некоторых условиях
будет осуществляться непрерывное горение.
Для интенсификации процесса горения на подводе воздуха устанавли-
вают регистр (см. рис. 9.17, б) — кольцевую решетку с плоскими или
изогнутыми лопатками, расположенными под углом φ и сообщающими
поступающему газу движение и в окружном направлении.
Таким образом, за регистром 3 (см. рис. 9.17, в) образуется зона обрат-
ных токов, на периферии которой осевая составляющая скорости wa
=0,
а внутри происходят сгорание топлива и движение горячих продуктов
сгорания навстречу поступающей топливно-воздушной смеси, её нагрев
и поджигание.
Схема функционирования камеры сгорания, показанная на рис. 9.17
и основанная на вводе топлива в зону горения, длительное время исполь-
зовалась в прежних конструкциях камер сгорания и применяется
в современных конструкциях только на некоторых режимах работы (при
мощности ГТУ менее 50—60 %). Скорость горения топлива в этой схеме
определяется скоростью смешивания топлива с воздухом в зоне горения,
т.е. диффузией топлива в воздух. Поэтому такой способ сжигания называ-
ется диффузионным. Главное его достоинство — устойчивость горения,
т.е. положения факела в пламенной трубе, в практически полном диапа-
зоне изменения расхода топлива. Однако он имеет и серьезный недостаток:
в процессах смешения топлива и воздуха, а также и горения в факеле
образуются области с высокой температурой, в которых происходит
интенсивное образование оксидов азота — смеси оксидов NO и NO2 ,
обозначаемых как NOх
. Это весьма опасное для здоровья человека хими-
ческое соединение образуется в первую очередь в тех зонах факела,
239
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
Рис. 9.17. Иллюстрация принципа функционирования горелки камеры сгорания ГТУ:
а — образование зоны обратных токов газа плохообтекаемым телом; б — варианты лопаток
завихрителя газа; в — принципиальная схема зоны горения топлива; 1 — втулка регистра; 2 —
подача топлива в зону горения; 3 — регистр; 4 — граница зоны подачи топлива; 5 — корпус
камеры сгорания; 6 — граница зоны обратных токов ; 7 — пламенная труба
j
j
23456 7A
A
B
B
Воздух
1
wa
=0
wa
Зона
обратных
токов
в)
а)
б)
240
ГЛАВА 9
в которых коэффициент избытка воздуха близок к единице, а температура
химической реакции горения максимальна. Поэтому диффузионное сжи-
гание топлива в камерах сгорания ГТД в штатных режимах эксплуатации
не используется, а на тех режимах, где оно неизбежно, применяются спе-
циальные меры подавления образования оксидов азота.
В современных ГТД используются горелки с предварительным смеше-
нием топлива и воздуха перед поступлением образовавшейся смеси
в зону горения, где она воспламеняется вследствие нагрева в зоне обрат-
ных токов. Кроме того, на смешение поступает воздух с коэффициентом
избытка 1,6—1,8. Сжигание получающейся «обедненной» смеси из-за
пониженной температуры горения не приводит к образованию большого
количества оксидов азота (допустимое значение составляет около
50 мг/нм3). При этих условиях одновременно должно обеспечиваться
практически полное сгорание топлива. Сжигание предварительно подго-
товленной топливной смеси называют кинетическим, поскольку скорость
горения определяется скоростью (кинетикой) химической реакции взаи-
модействия горючего агента и окислителя.
Однако горелки с предварительным смешением, не допуская образова-
ния оксидов азота в большом количестве, имеют и существенный недо-
статок: при увеличении избытка воздуха, что неизбежно при понижении
мощности ГТД, горение становится неустойчивым, возникают колебания
среды в камере сгорания, угрожающие поломкой её деталей. Поэтому
реально штатный режим работы ГТД со сжиганием предварительно под-
готовленной топливно-воздушной смеси может быть обеспечен только
со 100 до 50—60 % мощности ГТУ. При меньших нагрузках ГТД необхо-
димо применять специальные меры, которые мы рассмотрим ниже
на примере горелки, используемой в ГТУ фирмы Siemens.
На рис. 9.18 приведена схема горелочного модуля, представляющего
собой комбинацию трех горелок, т.е. устройств, предназначенных для
сжигания газа, и одной форсунки, служащей для сжигания жидкого топ-
лива. Такой горелочный модуль называется комбинированным. При мощ-
ности ГТУ более 50 %, т.е. при нормальной ее работе, используется
горелка с предварительным смешением. Топливный газ поступает в кол-
лектор 1, а из него — к многочисленным перфорированным трубкам 6.
В кольцевое пространство между трубками подается воздух. Решетка 10
турбулизирует поток, и в результате на выходе из горелки создается
однородная смесь топлива и воздуха. Эта смесь поджигается постоянно
горящей пилотной («дежурной») горелкой (о ней см. ниже).
При малых расходах топливного газа по отношению к поступающему
воздуху (напомним, что, так как компрессор имеет постоянную частоту
вращения, расход воздуха можно уменьшить сравнительно мало только
241
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
VIII
V
VI
VI
XII
X
I
1
II
IV
III
VII XI
6
7
8
9
10
IX
3
2
2
5
Область горения
4
Рис. 9.18. Схема горелочного модуля камеры сгорания:
1 — коллектор природного газа для основной горелки с предварительным смешением; 2 — трубки
подачи природного газа к пилотной горелке; 3 — кольцевые полости подачи природного газа
к диффузионной горелке; 4 — кольцевая камера подачи природного газа к трубкам, питающим
пилотную горелку; 5 — полый стержень подвода жидкого топлива к форсунке и отвода его
избытка; 6 — полые перфорированные трубки для подачи газа в зону предварительного смешения;
7 — аксиальные лопатки; 8 — цилиндрический воротник корпуса камеры сгорания для установки
горелочного модуля; 9 — центробежная форсунка; 10 — решетка, обеспечивающая смешение топ-
лива и воздуха; I — подача природного газа в камеру раздачи газа по перфорированным трубкам;
II — выход природного газа из трубок; III — подача воздуха для предварительного смешения с топ-
ливом; IV — смесь, готовая к сжиганию; V — подача природного газа к диффузионной горелке;
VI — подача воздуха к диффузионной горелке; VII — выход природного газа из пилотной диффу-
зионной горелки; VIII — топливный газ к пилотной горелке; IX — жидкое топливо к форсунке; X —
отвод избытка жидкого топлива из форсунки; XI — конус распыливания жидкого топлива; ХII —
выход основного природного газа из диффузионной горелки
242
ГЛАВА 9
с помощью входного направляющего аппарата компрессора), горение
становится неустойчивым. Поэтому горелочный модуль снабжают диф-
фузионной горелкой (без предварительного смешения), работающей при
малых нагрузках, в частности при пуске и наборе начальной нагрузки. Через
кольцевые полости 3 подается топливный газ, который не успевает сме-
шаться с воздухом VI, а само горение происходит на выходе из горелки в
факеле по мере перемешивания топлива и воздуха. Горелку, сочетающую
в себе горелки с предварительным смешением и диффузионную, часто
называют гибридной.
Наконец, третья горелка — это пилотная диффузионная горелка, к кото-
рой газ подается по нескольким трубкам 2. Она горит постоянно при
работе и горелок с предварительным смешением, и диффузионных.
При работе на жидком топливе используется центробежная форсунка 9.
С ее помощью на выходе создается коническая закрученная струя топлива,
которая распадается на мелкие капли, смешивается с воздухом и обеспечи-
вает диффузионное горение. К форсунке жидкое топливо подается в посто-
янном количестве (поток IX), а отводится в разном (поток X). Увеличивая
обратный поток, изменяют расход топлива в зоне горения.
На рис. 9.19 показана конструкция горелочного модуля. Его закреп-
ляют фланцем 3 на корпусе камеры сгорания. Нижней конической
поверхностью модуль свободно входит в отверстия верхней части камеры
сгорания. Пользуясь рис. 9.18, легко уяснить назначение отдельных эле-
ментов горелочного модуля, показанного на рис. 9.19. Дополнительно
на нем показан коллектор 4 подачи пара или воды для так называемого
«экологического» впрыска, предназначенного для подавления оксидов
азота при работе на низких нагрузках. При этом вместе с подавлением
оксидов азота происходит и снижение экономичности.
Выше на рис. 9.9 приведена конструкция трубчато-кольцевой КС, где
используется многогорелочное сжигающее устройство, основной горе-
лочный модуль которого показан на рис. 9.20.
На фронтовой плите 8 пламенной трубы (см. рис. 9.9) устанавливают
горелочное устройство, состоящее из центральной пилотной горелки 6,
поджигающей топливо при пуске с помощью свечи 5, и пяти основных
горелочных модулей (рис. 9.20). Модуль позволяет сжигать газ и дизель-
ное топливо. Газ через штуцер 1 после фильтра 6 поступает в кольцевой
коллектор топливного газа 5, а из него — в полости, содержащие мелкие
отверстия (диаметр 0,7 мм, шаг 8 мм). Через эти отверстия газ проходит
внутрь кольцевого пространства. В стенках модуля выполнено шесть тан-
генциальных пазов 9, через которые поступает основное количество воз-
духа, подаваемого для горения от воздушного компрессора. В танген-
циальных пазах воздух закручивается и, таким образом, внутри полости 8
243
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
2
3
4
5
1
Рис. 9.19. Внешний вид горелочного модуля камеры сгорания:
1 — перфорированные трубки подачи газа в зону смешения с воздухом; 2 — фланец трубопро-
вода подачи жидкого топлива; 3 — фланец крепления горелочного модуля к корпусу камеры сго-
рания; 4 — коллектор подачи пара (или воды) для «экологического» впрыска; 5 — форсунка
жидкого топлива
244
ГЛАВА 9
образуется вращающийся вихрь, движущийся к выходу из горелочного
устройства. На периферию вихря через отверстия 3 поступает газ, смеши-
вается с воздухом, и образовавшаяся гомогенная смесь выходит
из горелки, где воспламеняется и сгорает. Продукты сгорания поступают
к сопловому аппарату первой ступени газовой турбины.
9.6. Роторы азот рбинных дви ателей
Роторы ГТД в большинстве случаев выполняют сборными. Только
фирма Alstom делает их сварными.
Пример ротора ГТД сборной конструкции показан на рис. 9.21. Перед
сборкой отдельные диски 5 компрессора и диски 7 газовой турбины обло-
пачиваются и балансируются, изготавливаются концевые части 1 и 8,
проставочная часть 11 и центральный стяжной болт 6. Каждый из дисков
имеет два кольцевых воротника (см. рис. 9.21, б), на которых выполнены
хирты (по имени изобретателя — Hirth) — строго радиальные зубья тре-
угольного профиля. Смежные детали имеют точно такие же воротники
с точно такими же хиртами. При хорошем качестве изготовления хирто-
вого соединения обеспечиваются абсолютная центровка смежных дисков
(это дает радиальность хиртов) и повторяемость сборки после разборки
ротора.
Ротор собирается на специальном стенде, представляющем собой лифт
с кольцевой площадкой для монтажного персонала, внутри которой осуще-
ствляется сборка. Сначала собираются на резьбе концевая часть ротора 1
и стяжной стержень 6. Стержень ставится вертикально внутри кольцевой
площадки, и сверху на него с помощью крана (рис. 9.22) опускается диск
Рис. 9.20. Горелочный модуль трубчато-кольцевой камеры сгорания (проект ЛМЗ —
«Авиадвигатель»):
1 — штуцер подвода топливного газа; 2 — коллектор дизельного топлива; 3 — отверстия подачи
пара; 4 — форсунки жидкого топлива; 5 — коллектор топливного газа; 6 — сетчатые топливные
фильтры; 7 — штуцер подвода дизельного топлива; 8 — зона смешения воздуха и топлива; 9 —
тангенциальные пазы для закрутки воздуха
Ãàç
$
%$
#"
!
'&
Âîçäóõ
Ãàç
Äèçåëüíîå
òîïëèâî
245
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
первой ступени компрессора. Центровка диска и концевой части осущест-
вляется хиртами. Перемещаясь на специальном лифте вверх, монтажный
персонал диск за диском [сначала компрессора, затем проставочной части,
а затем турбины и правой концевой части 8 (см. рис. 9.21, а)] собирает весь
ротор. На правый конец навинчивается гайка 9, а на оставшуюся часть
резьбовой части стяжного стержня устанавливается гидравлическое уст-
а)
б)
Рис. 9.21. Ротор ГТД фирмы Siemens:
а — общий вид ротора; б — профиль зубьев хиртового соединения; в — диск ротора компрес-
сора с зубьями хиртового соединения; 1 — левая концевая часть; 2 — полумуфта для присое-
динения проставка, идущего к электрогенератору; 3 — шейка вала опорно-упорного подшип-
ника; 4 — резьбовое соединение; 5 — облопаченный диск компрессора; 6 — стяжной болт; 7 —
облопаченный диск турбины; 8 — правая концевая часть ротора; 9 — гайка; 10 — шейка вала
опорного подшипника; 11 — проставочная часть
в)
246
ГЛАВА 9
ройство, сдавливающее диски и вытягивающее стяжной стержень. После
вытяжки стержня гайка 9 навинчивается до упора, и гидравлическое уст-
ройство снимается. Растянутый стержень надежно стягивает диски между
собой и превращает ротор в единую жесткую конструкцию. Собранный
ротор извлекают из сборочного стенда, и он готов к окончательной механи-
ческой обработке.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные элементы ГТУ простого термодинамического цикла.
2. Какие элементы объединяет валопровод ГТУ?
3. Как устроен воздушный компрессор ГТУ и каким образом изменяется расход
воздуха, подаваемого в камеры сгорания?
4. Объясните, как происходит сжатие воздуха в проточной части компрессора.
5. Назовите типы камер сгорания, используемых в ГТУ. Чем они отличаются
друг от друга?
6. Для какой цели компрессор снабжают антипомпажными клапанами?
Рис. 9.22. Конструкция и сборка дискового ротора ГТУ фирмы Siemens
247
Устройство современных стационарных газотурбинных двигателей
7. Из каких материалов изготавливают рабочие лопатки газовых турбин ГТУ?
Какими технологическими операциями получают турбинные лопатки для
газовых турбин?
8. Для чего газовая турбина снабжается системой охлаждения?
9. Как устроен ротор ГТУ и как осуществляется его сборка? Как устроено
хиртовое соединение?
10. Каковы преимущества и недостатки горелок с предварительным смешением
топлива и воздуха?
11. Какие функции выполняет пилотная горелка?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций : учеб-
ное пособие для вузов / С.В . Цанев, В.Д . Буров, А.Н . Ремезов; под ред. С .В. Цанева. М .:
Издательство МЭИ, 2002.
2. Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов / С.В . Цанев,
В.Д . Буров, А.С . Земцов, А.С . Осыка; под ред. С .В . Цанева. М .: Издательский дом
МЭИ, 2011.
3. Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов /
А.Д . Трухний. М.: Издательский дом МЭИ, 2013.
248
Глава десятая
СОВРЕМЕННЫЕ ГТУ ДЛЯ ПАРОГАЗОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Содержание
10.1. Техничес ий ровень и хара теристи и зар бежных
и отечественных ГТУ
10.2. Констр ции современных ГТУ
10.3. Особенности ф н ционирования современных ГТУ
10.4. Преим щества, недостат и и области использования ГТУ
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
10.1. Техничес ий ровень и хара теристи и зар бежных
и отечественных ГТУ
Технический уровень ГТУ характеризуется многими параметрами.
Самым простым из них и, казалось бы, достаточно объективным является
начальная температура Тс
, так как она в первую очередь определяет эконо-
мичность ГТУ, совершенство системы охлаждения и достижения в области
разработки жаропрочных материалов, технологии изготовления деталей
(прежде всего лопаточного аппарата и камеры сгорания), термозащитных
покрытий и т.д. И для первой интегральной достаточно условной оценки
технического уровня ГТУ такой критерий вполне допустим. Однако
оценка технического уровня по начальной температуре несовершенна
потому, что сам термин «начальная температура» неопределенен. Дей-
ствительно, в гл. 9 показано, что ГТУ может иметь высокую начальную
температуру, но при большом расходе охлаждающего воздуха в целом
ГТУ не будет иметь высоких показателей.
Вместе с тем необходимо подчеркнуть, что измерить температуру
газов на выходе из камеры сгорания с достаточной точностью и предста-
вительностью невозможно.
Для сравнения различных ГТУ используются результаты испытаний
конкретных ГТУ, проведенных в соответствии с требованиями междуна-
родного стандарта на приемочные испытания ISO 2314. Результаты этих
испытаний приводят к стандартным условиям на входе в компрессор
(давление 101,3 кПа, температура 15 °С, относительная влажность воз-
249
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
духа 60 %) и на выходе из газовой турбины (давление 101,3 кПа),
в результате получают мощность и КПД ГТУ. Одновременно из теплового
баланса камеры сгорания без учета отводов воздуха на охлаждение газо-
вой турбины находят и некоторую условную температуру на входе в тур-
бину, которая на 80—120 °С меньше реальной.
В то же время для пользователей ГТУ сама по себе начальная темпе-
ратура не играет никакой роли, а для них важны мощность и экономич-
ность ГТУ при реальных гидравлических сопротивлениях на входе
(КВОУ) и выходе (дымовая труба или котел-утилизатор с дымовой тру-
бой) и их зависимости от параметров наружного воздуха. Поэтому многие
производители ГТУ даже не сообщают потребителям данных по началь-
ной температуре, но при этом гарантируют определенные сроки инспек-
ций, ремонтов и замены высокотемпературных узлов (в частности, обло-
пачивания и деталей камеры сгорания) и общий срок службы, который
обычно составляет 100 000 ч.
Основные технические характеристики зарубежных ГТУ приведены
в табл. 10.1. Видно, что на рынке ГТУ присутствуют агрегаты мощностью
70—375 МВт. ГТУ SGT5-8000H фирмы Siemens держит первенство
по мощности и уже несколько лет работает в составе ПГУ на ТЭС
«Иршинг» (Германия, Бавария). ГТУ М701J японской фирмы MHI
мощностью 470 МВт вступает в эксплуатацию в 2016 г.
Из рис. 10.1 видно, что все основные производители изготавливают
ГТУ вплоть до мощности 320—375 МВт с КПД 40 % и выше.
—
GE Energy
—
Alstom Power
—
Siemens
—
MHI
100
38
36
34
32
30
150
200
Nэ, МВт
250
300
350
hэ ,%
M701F4
40
400
50
M701G2
M701F5
SGT5-8000H
9FB
GT26
SGT5-4000F
9FA
GT13E2
M701J
SGT5-2000E
M701DA
GT11N2
9E
ГТУ
6FA
Рис. 10.1. Экономичность и мощность ГТУ зарубежных фирм, предлагаемых на мировом
рынке
250
ГЛАВА 10
Т
а
б
л
и
ц
а
1
0
.
1
О
с
н
о
в
н
ы
е
х
а
р
а
к
т
е
р
и
с
т
и
к
и
э
н
е
р
г
е
т
и
ч
е
с
к
и
х
Г
Т
У
м
о
щ
н
о
с
т
ь
ю
6
0
—
3
3
0
М
В
т
д
л
я
п
р
и
в
о
д
а
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
5
0
Г
ц
(
п
о
д
а
н
н
ы
м
к
а
т
а
л
о
г
а
2
0
1
2
G
T
V
H
a
n
d
b
o
o
k
)
Ф
и
р
м
а
М
о
д
е
л
ь
Г
о
д
с
о
з
д
а
н
и
я
Э
л
е
к
т
р
и
ч
е
с
к
а
я
м
о
щ
н
о
с
т
ь
,
М
В
т
К
П
Д
,
%
О
т
н
о
ш
е
н
и
е
д
а
в
л
е
н
и
й
в
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
е
Р
а
с
х
о
д
в
о
з
д
у
х
а
,
к
г
/
с
Т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
в
ы
х
л
о
п
н
ы
х
г
а
з
о
в
,
°
С
S
i
e
m
e
n
s
S
G
T
5
-
2
0
0
0
E
S
G
T
5
-
4
0
0
0
F
S
G
T
5
-
8
0
0
0
H
1
9
8
1
1
9
8
9
2
0
0
8
1
6
6
,
0
2
8
9
,
0
3
7
5
,
0
3
3
,
9
3
9
,
4
4
0
,
0
1
2
,
0
1
8
,
2
1
9
,
2
5
2
4
,
0
6
8
7
,
2
8
2
9
,
2
5
4
1
5
8
4
6
2
7
A
l
s
t
o
m
P
o
w
e
r
G
T
1
1
N
2
G
T
1
3
E
2
G
T
2
6
(
2
0
0
6
г
.
)
G
T
2
6
(
2
0
1
1
г
.
)
1
9
9
3
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
4
1
1
3
,
6
1
8
4
,
5
2
9
6
,
4
Б
о
л
е
е
3
2
0
,
0
3
3
,
3
3
7
,
8
3
9
,
6
Б
о
л
е
е
4
0
,
0
1
6
,
0
1
6
,
9
3
3
,
3
Б
о
л
е
е
3
5
,
0
4
0
0
,
1
5
6
5
,
2
6
4
4
,
1
6
8
0
,
4
5
2
5
5
0
5
6
2
1
5
9
3
M
i
t
s
u
b
i
s
h
i
H
i
t
a
c
h
i
P
o
w
e
r
S
y
s
t
e
m
s
M
7
0
1
D
A
M
7
0
1
F
4
M
7
0
1
G
2
M
7
0
1
F
5
M
7
0
1
J
1
9
8
1
1
9
9
2
1
9
9
7
1
9
9
2
2
0
1
4
1
4
4
,
0
9
3
2
4
,
3
3
3
4
,
0
3
5
9
,
0
4
7
0
,
0
3
4
,
8
3
9
,
9
3
9
,
5
4
0
,
0
4
1
,
0
1
4
,
0
1
8
,
0
2
1
,
0
2
1
,
0
2
3
,
0
4
4
0
,
9
7
1
2
,
1
7
3
7
,
1
7
1
2
,
1
8
6
1
,
8
5
4
2
5
9
2
5
8
7
6
1
1
6
3
8
G
E
E
n
e
r
g
y
6
F
A
9
E
9
F
A
9
F
B
9
F
B
2
0
0
3
1
9
9
2
1
9
9
6
2
0
0
3
2
0
1
1
7
7
,
5
7
7
1
2
8
,
1
8
3
2
6
1
,
2
8
4
2
9
8
,
1
7
4
3
3
9
,
3
6
6
3
5
,
6
3
4
,
2
3
7
,
3
3
8
,
5
4
0
,
0
1
5
,
7
1
2
,
9
1
6
,
7
1
8
,
4
1
9
,
7
2
1
2
,
7
4
1
5
,
9
6
6
5
,
4
6
6
6
,
8
7
4
3
,
9
5
9
7
6
0
0
5
9
8
6
4
2
6
2
7
251
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
Для большинства ГТУ (см. табл. 10.1) температура выхлопных газов
находится на уровне 600 °С, что позволяет присоединить к ГТУ доста-
точно экономичную паросиловую установку.
Таким образом, высокий технический уровень современных зарубеж-
ных ГТУ сомнений не вызывает.
К сожалению, сегодня в России отсутствует производство ГТУ соб-
ственной конструкции. До распада СССР лидером в создании ГТУ был
ЛМЗ. К 1998 г. им была создана вполне современная по тому времени
ГТЭ-150 (рис. 10.2) мощностью 161 МВт на начальную температуру
1100 °С и температуру выхлопных газов 530 °С, работающая на жидком
топливе. Её недостатками были сравнительно малая экономичность (31,5 %)
из-за неудачной конструкции компрессора и наличие среднего опорного
подшипника в зоне трубчато-кольцевой камеры сгорания. Две такие ГТУ
были установлены на ГРЭС-3 (г. Электрогорск) и работают до сих пор,
находясь в режиме резервирования. Дальнейшее совершенствование этой
ГТУ могло бы привести к созданию современной отечественной ГТУ.
Однако этого не случилось.
ГТЭ-110 мощностью 110 МВт изготовлена на предприятии НПО
«Сатурн» и в ноябре 2003 г. прошла межведомственные испытания
на стенде Ивановской ГРЭС. В своем классе ГТУ она имеет хороший
экономический показатель (КПД 36 %). Однако уровень ее начальной
температуры в 1210 °С был достигнут мировым газотурбостроением
в начале 90-х годов ХХ в. Она имеет и другой серьезный недостаток:
низкую температуру выхлопных газов (517 °С), не позволяющую осуще-
ствить экономичный парогазовый цикл.
Научно-производственным объединением «Сатурн» было изготовлено
пять ГТУ-110, четыре из которых установлены на Ивановских ПГУ
в составе двух ПГУ-325, а пятая использована для надстройки паросило-
вого газового энергоблока мощностью 300 МВт на Рязанской ГРЭС. Опыт
эксплуатации этих ГТУ показал их недостаточную надежность. Экологи-
ческие характеристики этих ГТУ также неудовлетворительны. Сейчас
прилагаются усилия по доведению этой машины до проектных кондиций.
В настоящее время совместное турбостроительное предприятие «Сименс
Технологии газовых турбин», в котором доля фирмы Siemens составляет
65 %, а доля ОАО «Силовые машины» — 35 %, изготавливает ГТУ SGT5-
2000E (см. табл. 10.1 и рис. 10.1). Наиболее ответственные узлы ГТД
(детали высокотемпературного тракта) поставляются зарубежными
предприятиями. Этими ГТУ укомплектованы многочисленные парогазовые
энергоблоки ПГУ-450 (дубль-блоки) и ПГУ-230 (моноблоки), построенные
в России за последние 15 лет.
В 2014 г. в г. Рыбинске вошел в строй завод по производству ГТД 6FA
(см. табл. 10.1 и рис. 10.1), на котором собрана первая машина из узлов,
252
ГЛАВА 10
Р
и
с
.
1
0
.
2
.
Г
а
з
о
т
у
р
б
и
н
н
а
я
у
с
т
а
н
о
в
к
а
Г
Т
Э
-
1
5
0
Л
М
З
:
1
—
м
у
ф
т
а
м
е
ж
д
у
в
а
л
а
м
и
Г
Т
У
и
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
;
2
—
в
а
л
о
п
о
в
о
р
о
т
н
о
е
у
с
т
р
о
й
с
т
в
о
;
3
—
в
х
о
д
н
о
й
п
а
т
р
у
б
о
к
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
4
—
В
Н
А
;
5
—
п
р
о
-
т
о
ч
н
а
я
ч
а
с
т
ь
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
6
—
т
о
п
л
и
в
н
а
я
ф
о
р
с
у
н
к
а
;
7
—
к
а
м
е
р
а
с
г
о
р
а
н
и
я
;
8
—
п
р
о
т
о
ч
н
а
я
ч
а
с
т
ь
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
9
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
п
а
т
р
у
б
о
к
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
0
—
з
а
д
н
и
й
о
п
о
р
н
ы
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
;
1
1
—
д
и
с
к
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
2
—
с
т
я
ж
н
о
й
б
о
л
т
р
о
т
о
р
а
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
3
—
с
р
е
д
н
и
й
о
п
о
р
н
ы
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
;
1
4
—
к
а
ч
а
ю
щ
и
е
с
я
о
п
о
р
ы
к
о
р
п
у
с
а
Г
Т
У
;
1
5
—
б
о
л
т
м
у
ф
т
ы
,
с
о
е
д
и
н
я
ю
щ
е
й
р
о
т
о
р
ы
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
и
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
6
—
р
а
м
а
Г
Т
У
;
1
7
—
с
т
я
ж
н
о
й
б
о
л
т
р
о
т
о
р
а
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
1
8
—
п
е
р
е
д
н
я
я
о
п
о
р
а
к
о
р
п
у
с
а
Г
Т
У
;
1
9
—
о
п
о
р
н
ы
й
в
к
л
а
д
ы
ш
п
е
р
е
д
н
е
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
;
2
0
—
д
и
с
к
у
п
о
р
н
о
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
;
2
1
—
м
у
ф
т
а
;
2
2
—
о
п
о
р
н
ы
й
в
к
л
а
д
ы
ш
п
е
р
е
д
н
е
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
253
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
изготовленных вне России. Эта ГТУ будет использоваться в основном для
модернизации устаревших ТЭС с их надстройкой ГТУ и котлами-утили-
заторами с сохранением паротурбинной части, питаемой от общего кол-
лектора.
10.2. Констр ции современных ГТУ
Газотурбинные установки, несмотря на то, что их строят только
четыре фирмы, отличаются большим разнообразием: у них разные мощ-
ность и экономичность, камеры сгорания, число ступеней в газовой тур-
бине, системы охлаждения и т.д. Ниже мы рассмотрим только две ГТУ,
получивших наибольшее распространение на парогазовых ТЭС России:
ГТУ SGT-2000E (ГТЭ-160, ГТУ V94.2) и SGT5-4000F.
На рис. 10.3 показан общий вид ГТУ V94.2 (см. цветную вклейку), а на
рис. 10.4
—
ее продольный разрез (верхняя часть чертежа) с закрытой
нижней частью. Одновременное рассмотрение этих двух рисунков позво-
ляет уяснить конструкцию ГТУ.
Ротор ГТУ состоит из концевых частей и дисков компрессора и тур-
бины, соединяемых хиртами и центральным стяжным болтом 10
(см. рис. 10.3). Между дисками последней ступени компрессора и первой
ступени турбины устанавливают кольцевой элемент, раздвигающий их и
позволяющий разместить отвод воздуха из выходного патрубка 17 ком -
прессора в две камеры сгорания 7, расположенные по бокам турбоком-
прессорной группы. Подробное описание конструкции ротора и его
сборки приводится в гл. 9.
Ротор ГТ Д укладывается в два опорных подшипника 1 и 10
(см. рис. 10.4), которые с помощью силовых стоек (см. рис. 10.3) кре-
пятся соответственно к корпусу выходного диффузора и входному конфу-
зору воздушного компрессора.
Корпус ГТУ состоит из средней силовой части 9 (см. рис. 10.3), по сто-
ронам которой с помощью фланцев крепятся камеры сгорания 7.
С правой стороны силовой части устанавливается одна обойма 8
(см. рис. 10.4), в которую помещаются сопловые аппараты всех четырех
ступеней газовой турбины.
К вертикальному фланцу с левой стороны средней части крепится кор-
пус 6 (см. рис. 10.3) части высокого давления компрессора. В этот корпус
помещают две обоймы 5 (см. рис. 10.4), в расточки которых устанавли-
вают направляющие лопатки компрессора. Пространство между обой-
мами и передней силовой частью компрессора 3 (см. рис. 10.4) исполь-
зуется для байпасирования воздухом ступеней компрессора при пусках
ГТУ.
На входе в компрессор установлен входной направляющий аппарат 2
(см. рис. 10.4), лопатки которого синхронно поворачиваются кольцом
254
ГЛАВА 10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
0
1
1
1
2
1
3
1
4
1
5
1
6
1
7
1
8
1
9
Р
и
с
.
1
0
.
4
.
П
р
о
д
о
л
ь
н
ы
й
р
а
з
р
е
з
Г
Т
У
V
9
4
.
2
:
1
—
п
е
р
е
д
н
и
й
о
п
о
р
н
о
-
у
п
о
р
н
ы
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
р
о
т
о
р
а
Г
Т
У
;
2
—
в
х
о
д
н
о
й
н
а
п
р
а
в
л
я
ю
щ
и
й
а
п
п
а
р
а
т
в
о
з
д
у
ш
н
о
г
о
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
3
—
п
е
р
е
д
н
я
я
ч
а
с
т
ь
к
о
р
п
у
с
а
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
4
—
р
а
б
о
ч
и
е
л
о
п
а
т
к
и
в
о
з
д
у
ш
н
о
г
о
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
5
—
о
б
о
й
м
ы
н
а
п
р
а
в
л
я
ю
щ
и
х
а
п
п
а
р
а
т
о
в
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
6
—
к
а
м
е
р
а
с
г
о
р
а
-
н
и
я
;
7
—
к
о
л
ь
ц
е
в
а
я
п
о
л
о
с
т
ь
п
о
д
в
о
д
а
р
а
б
о
ч
и
х
г
а
з
о
в
и
з
к
а
м
е
р
с
г
о
р
а
н
и
я
к
с
о
п
л
о
в
о
м
у
а
п
п
а
р
а
т
у
п
е
р
в
о
й
с
т
у
п
е
н
и
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
8
—
о
б
о
й
м
а
с
о
п
л
о
в
ы
х
а
п
п
а
р
а
т
о
в
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
9
—
р
а
б
о
ч
и
е
л
о
п
а
т
к
и
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
0
—
о
п
о
р
н
ы
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
р
о
т
о
р
а
Г
Т
У
;
1
1
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
п
а
т
р
у
б
о
к
Г
Т
У
(
д
и
ф
ф
у
з
о
р
)
;
1
2
—
г
и
б
к
и
е
с
т
о
й
к
и
(
с
т
е
р
ж
н
и
)
,
о
б
е
с
п
е
ч
и
в
а
ю
щ
и
е
с
в
о
б
о
д
н
о
е
т
е
п
л
о
в
о
е
р
а
с
ш
и
р
е
н
и
е
к
о
р
п
у
с
а
Г
Т
У
;
1
3
–
о
п
о
р
а
г
и
б
к
и
х
с
т
о
е
к
;
1
4
—
к
о
л
ь
ц
е
в
а
я
п
о
л
о
с
т
ь
,
г
д
е
с
о
б
и
р
а
ю
т
с
я
р
а
б
о
ч
и
е
г
а
з
ы
,
и
д
у
щ
и
е
и
з
к
а
м
е
р
с
г
о
р
а
н
и
я
;
1
5
—
к
о
л
ь
ц
е
в
о
е
п
р
о
с
т
р
а
н
с
т
в
о
м
е
ж
д
у
п
л
а
м
е
н
н
о
й
т
р
у
б
о
й
к
а
м
е
р
ы
с
г
о
р
а
н
и
я
и
е
е
к
о
р
п
у
с
о
м
д
л
я
п
р
о
х
о
д
а
в
о
з
д
у
х
а
,
и
д
у
щ
е
г
о
о
т
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
к
г
о
р
е
л
о
ч
н
о
м
у
у
с
т
р
о
й
с
т
в
у
;
1
6
—
о
б
в
о
д
н
ы
е
в
о
з
д
у
ш
н
ы
е
т
р
у
б
о
п
р
о
в
о
д
ы
;
1
7
—
т
я
г
а
п
р
и
в
о
д
а
п
о
в
о
р
о
т
н
о
г
о
к
о
л
ь
ц
а
,
о
б
е
с
п
е
ч
и
в
а
ю
щ
е
г
о
п
о
в
о
р
о
т
л
о
п
а
т
о
к
в
х
о
д
н
о
г
о
н
а
п
р
а
в
л
я
ю
щ
е
г
о
а
п
п
а
р
а
т
а
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
1
8
—
п
р
и
в
о
д
н
о
й
э
л
е
к
т
р
о
д
в
и
г
а
т
е
л
ь
с
р
е
д
у
к
т
о
р
о
м
;
1
9
—
п
е
р
е
д
н
я
я
(
н
е
п
о
д
в
и
ж
н
а
я
)
о
п
о
р
а
Г
Т
У
255
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
(см. рис. 9.5 ), привод которого осуществляется тягой 17 и электродви-
гателем 18 (см. рис. 10.4).
Силовой корпус ГТУ устанавливается на опоры 19 и 13. Две опоры 19,
расположенные по сторонам корпуса, неподвижны и поддерживают кор-
пус в районе фланца горизонтального разъема. Опоры 13, основания
которых также жестко закреплены в бетонной плите, включают в себя
по три гибких стержня 12, на верхние части которых устанавливается
внешний корпус ГТУ. При пусках стержни свободно изгибаются и не пре-
пятствуют тепловым расширениям корпуса ГТУ.
На рис. 10.5 показан ротор ГТУ, уложенный в нижнюю половину ее
корпуса при установке ГТУ на сборочном стенде. Хорошо видны только
что упомянутые опоры 1 и 6 , на которых «висит» внешний корпус ГТУ,
фланец 5 для присоединения камеры сгорания, рабочие лопатки компрес-
сора 9 и турбины 7, полости 2 между обоймами компрессора.
21
3
4
5
6
10
9
8
7
Рис. 10.5. Ротор ГТЭ-160, уложенный в нижнюю половину корпуса ГТУ:
1 — неподвижная опора корпуса ГТУ; 2 — кольцевые полости между обоймами корпуса ком-
прессора; 3 — корпус компрессора; 4 — полость сбора воздуха после компрессора перед его
подачей в камеры сгорания и на охлаждение статорных элементов газовой турбины; 5 — фла-
нец присоединения камеры сгорания; 6 — гибкие стойки; 7 — лопатки газовой турбины; 8 —
кольцевой элемент, соединяющий роторы компрессора и турбины; 9 — рабочие лопатки ком-
прессора; 10 — фланец присоединения вала-проставки, идущего к электрогенератору
256
ГЛАВА 10
58
7
2
1
4
3
5
6
Рис. 10.6. Закрытие корпуса компрессора при монтаже ГТУ на сборочном стенде
завода:
1 — нижняя половина корпуса; 2 — рабочие лопатки первой ступени компрессора; 3 —
лопатки ВНА в крышке корпуса компрессора; 4 — крышка корпуса компрессора; 5 —
радиальные стойки (две — в крышке, четыре — в нижней половине корпуса), крепящие
корпус подшипника к корпусу турбины; 6 — крышка корпуса подшипника; 7 — нижняя
половина корпуса подшипника; 8 — фланец крепления вала-проставки привода электро-
генератора
257
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
На рис. 10.6 показано закрытие корпуса ГТУ с установленным рото-
ром крышкой 4. Хорошо видны радиальные стойки 5, связанные с ниж-
ней 7 и верхней 6 половинами корпуса подшипника, лопатки 3 поворот-
ного ВНА.
Газотурбинная установка имеет две выносные камеры сгорания, уста-
новленные симметрично относительно оси ГТУ (см. рис. 10.3). Разрез
по камерам сгорания показан на рис. 10.7. Воздух из выходного диффу-
зора компрессора 17 (см. рис. 10.3) поступает в кольцевое пространство
9 (рис. 10.7) и из него расходится на две выносные камеры сгорания
по кольцевому пространству 1 между корпусом камеры 2 и пламенной
трубой 3 или переходными элементами 15.
1
3
2
14
13
121011
4
5
6
8
7
15
9
Рис. 10.7. Сочленение камеры сгорания и газовпускной части газовой турбины (правая
камера сгорания не показана):
1 — пространство для прохода воздуха от компрессора к горелкам; 2 — корпус камеры сгорания;
3 — пламенная труба; 4 — горелочный модуль; 5 — площадка обслуживания горелок и топливо-
подающих устройств; 6 — керамические плитки, облицовывающие внутреннюю поверхность
пламенной трубы; 7 — переходный патрубок от камеры сгорания к сопловому аппарату первой
ступени турбины; 8 — сопловые лопатки первой ступени турбины; 9 — сборная выходная камера
воздушного компрессора; 10 — дополнительная опора; 11 — фланец присоединения камеры сго-
рания к корпусу газовой турбины; 12 — люк для прохода обслуживающего персонала внутрь
камеры сгорания; 13 — пол машинного зала ГТУ; 14 — вспомогательная (монтажная) опора
камеры сгорания; 15 — переходные элементы от пламенной трубы к переходному патрубку
258
ГЛАВА 10
Пройдя в зазоре между корпусом и пламенной трубой и охладив ее, воз-
дух поступает к восьми горелочным модулям, к которым подается топливо
(основное топливо — природный газ, резервное — жидкое). Горение про-
исходит на коротком участке пламенной трубы, где температура составляет
примерно 1450 °С. Относительно низкая температура горения сдерживает
образование вредных оксидов азота. Изнутри пламенная труба покрыта
плитками из жаропрочного металла с термобарьерным керамическим покры-
тием, защищающими пламенную трубу от действия высокой температуры.
Сама пламенная труба выполнена из инконеля — сплава на основе никеля
с высоким содержанием хрома. В нижней части пламенной трубы име-
ются специальные окна (не показаны на рис. 10.7), через которые при мощ-
ности менее 50 % номинальной подводится воздух, байпасирующий зону
горения. Его смешение с продуктами сгорания и тщательное перемешива-
ние в переходных элементах 15 обеспечивают перед сопловым аппаратом
первый ступени газовой турбины температуру газов 1100 °С. Температура
за соплами первой ступени при стандартных условиях на входе в компрес-
сор составляет 1050 °С.
На рис. 10.8, а изображена пламенная труба (горелочное устройство
устанавливается сверху). Внизу пламенной трубы видны упомянутые выше
прямоугольные окна для прохода байпасного воздуха. На рис. 10.8, б
представлен вид на крышку пламенной трубы изнутри (со стороны
выхода газов). Хорошо видны расположение всех восьми горелочных
модулей, облицовочные плитки и окна для прохода байпасного воздуха.
Конструкции горелок камер сгорания и их функционирование под-
робно рассмотрены в § 9.5.
На рис. 10.9 показан вид на камеру сгорания, дающий представление
о подаче топлива. Видны фланцы горелочных модулей 2. Топливо к ним
подводится с помощью топливных клапанов 7 и коллекторов системами
управления и регулирования.
На рис. 10.10 показано, как изменяются количества оксидов азота и угле-
рода в процессе нагружения ГТУ. Пуск и начальное нагружение ведут
с использованием диффузионной горелки и впрыском воды при прикрытом
ВНА, вплоть до нагрузки примерно 40 %. Далее переходят на горелки
с предварительным смешением, и вредные выбросы резко уменьшаются,
обеспечивая хорошие экологические показатели.
Достаточно подробно конструкция газовой турбины представлена
на рис. 10.11. Она состоит из четырех ступеней.
Сопловые лопатки 4, 6, 8 и 11 турбины выполнены как одно целое
с бандажными полками, с помощью которых они закрепляются в обойме
10, которая, в свою очередь, устанавливается в средней части 2 корпуса
ГТУ (см. поз. 9 на рис. 10.3).
259
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
a)
б)
Рис. 10.8. Пламенная труба камеры сгорания:
а — внешний вид; б — вид на внутреннюю поверхность и горелки
260
ГЛАВА 10
Рабочие лопатки 5, 7, 9 и 12 с помощью хвостовиков крепятся на дис-
ках 17, 16, 14 и 13 соответственно. Мощность с диска на диск передается
посредством хиртовых соединений и стяжного болта 15. Мощность
с ротора газовой турбины на ротор компрессора и далее на ротор элек-
трогенератора передается посредством цилиндрического соединитель-
ного элемента 19.
Газы из пламенных труб двух камер сгорания поступают в газосбор-
ник 3 и из него — в газовую турбину. Перед газовой турбиной, как ука-
зывалось выше, температура газов составляет 1100 °С. После расшире-
ния газов в турбине их температура в диапазоне нагрузок 50—100 %
должна поддерживаться постоянной и составлять 535 °С. Это очень важ-
1
2
3
4
5
6
7
NOx
NOx
,CO, ppm
NOx
CO
125
100
75
50
25
60
40
20
0
Мощность, %
Рис. 10.10. Зависимости вредных выбро-
сов камеры сгорания от мощности
электрогенератора и режима горения
Рис. 10.9. Вид на камеру сгорания сверху
1 — трубопровод жидкого топлива; 2 — горелочные модули камеры сгорания; 3 — коллектор
подвода топлива к горелкам с предварительным смешением; 4 — коллектор сброса избыточ-
ного жидкого топлива из форсунок; 5 — трубопровод подачи газа к пилотным горелкам; 6 —
подача газа к диффузионным горелкам; 7 — топливный клапан
261
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
Р
и
с
.
1
0
.
1
1
.
К
о
н
с
т
р
у
к
ц
и
я
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
и
е
е
с
и
с
т
е
м
ы
о
х
л
а
ж
д
е
н
и
я
:
1
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
д
и
ф
ф
у
з
о
р
в
о
з
д
у
ш
н
о
г
о
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
2
—
с
р
е
д
н
я
я
ч
а
с
т
ь
к
о
р
п
у
с
а
Г
Т
У
;
3
—
г
а
з
о
с
б
о
р
н
и
к
к
а
м
е
р
с
г
о
р
а
н
и
я
;
4
,
6
,
8
—
о
х
л
а
ж
д
а
е
-
м
ы
е
с
о
п
л
о
в
ы
е
а
п
п
а
р
а
т
ы
с
о
о
т
в
е
т
с
т
в
е
н
н
о
п
е
р
в
о
й
—
т
р
е
т
ь
е
й
с
т
у
п
е
н
е
й
;
5
,
7
—
о
х
л
а
ж
д
а
е
м
ы
е
р
а
б
о
ч
и
е
л
о
п
а
т
к
и
;
9
,
1
2
—
н
е
о
х
л
а
ж
д
а
е
м
ы
е
р
а
б
о
ч
и
е
л
о
п
а
т
к
и
;
1
0
—
о
б
о
й
м
а
с
о
п
л
о
в
ы
х
а
п
п
а
р
а
т
о
в
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
1
—
н
е
о
х
л
а
ж
д
а
е
м
ы
й
с
о
п
л
о
в
о
й
а
п
п
а
р
а
т
;
1
3
,
1
4
,
1
6
,
1
7
—
д
и
с
к
и
с
о
о
т
в
е
т
с
т
-
в
е
н
н
о
ч
е
т
в
е
р
т
о
й
—
п
е
р
в
о
й
с
т
у
п
е
н
е
й
;
1
5
—
с
т
я
ж
н
о
й
б
о
л
т
;
1
8
—
ц
и
л
и
н
д
р
и
ч
е
с
к
а
я
п
е
р
е
г
о
р
о
д
к
а
,
о
т
д
е
л
я
ю
щ
а
я
в
о
з
д
у
х
,
и
д
у
щ
и
й
н
а
о
х
л
а
ж
д
е
н
и
е
и
з
д
в
е
н
а
д
ц
а
т
ы
й
и
п
о
с
л
е
д
н
е
й
с
т
у
п
е
н
е
й
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
1
9
—
ц
и
л
и
н
д
р
и
ч
е
с
к
и
й
с
о
е
д
и
н
и
т
е
л
ь
н
ы
й
э
л
е
м
е
н
т
д
и
с
к
о
в
п
о
с
л
е
д
н
е
й
с
т
у
п
е
н
и
к
о
м
п
р
е
с
-
с
о
р
а
и
п
е
р
в
о
й
с
т
у
п
е
н
и
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
а
—
к
а
н
а
л
ы
о
х
л
а
ж
д
а
ю
щ
е
г
о
в
о
з
д
у
х
а
;
б
—
к
о
л
ь
ц
е
в
ы
е
п
о
л
о
с
т
и
д
л
я
о
х
л
а
ж
д
а
ю
щ
е
г
о
в
о
з
д
у
х
а
с
о
п
л
о
в
ы
х
л
о
п
а
т
о
к
1
0
a
a
1
1
1
2
9
8
7
a
6
4
3
б
б
б
2
1
В
о
з
д
у
х
о
т
п
о
с
л
е
д
н
е
й
с
т
у
п
е
н
и
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
В
о
з
д
у
х
о
т
д
в
е
н
а
д
ц
а
т
о
й
с
т
у
п
е
н
и
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
175
1
9
1
8
1
7
1
6
1
5
1
4
1
3
3⁄41720
a
a
a
a
a
В
о
з
д
у
х
663,95
Г
а
з
ы
5
262
ГЛАВА 10
ная температура, так как она обеспечивает надежную и экономичную
работу паросиловой установки ПГУ.
В газовой турбине охлаждаются первые пять из восьми ее венцов.
Охлаждение всех сопловых аппаратов осуществляется из кольцевых
полостей б, воздух в которые поступает из выходного диффузора ком-
прессора 1 через отверстия а в обойме. Охлаждающий воздух
из полостей б поступает внутрь сопловых лопаток и охлаждает их кон-
векцией. Нагретый воздух сбрасывается в проточную часть турбины.
Поступление воздуха в полости б одновременно обеспечивает низкую
и равномерную температуру обоймы.
Для охлаждения рабочих лопаток первой ступени используется воздух,
отбираемый после рабочих лопаток последней ступени компрессора. Воздух
поступает в кольцевую полость между цилиндрическими перегородкой 18
и соединительным элементом 19, из нее — в отверстия а в диске, снабжаю-
щие воздухом каждую из рабочих лопаток. Воздух входит в лопатки через
отверстия в хвостовиках, охлаждает лопатку и выходит в проточную часть
газовой турбины.
Для охлаждения рабочих лопаток второй ступени турбины использу-
ется воздух от двенадцатой ступени компрессора, который поступает
в кольцевую полость между цилиндриче ской перегородкой 18 и стяж-
ным центральным болтом 15.
Профильные части рабочих лопаток третьей и четвертой ступеней
не охлаждаются, однако охлаждающий воздух из двенадцатой ступени
направляется также в пространство между дисками 16 и 14, а также 14
и 13, откуда по отверстиям а подается к монтажным зазорам в хвостови-
ках. Проходя через них, воздух отбирает теплоту, идущую из профильной
части лопатки, и тем самым охлаждает их.
Сборка ГТУ производится на турбинном заводе после изготовления
в его цехах отдельных деталей и узлов. На рис. 10.12 показан сборочный
стенд, на котором осуществляется сборка одновременно трех ГТУ.
На левом стенде показана нижняя часть корпуса ГТУ с уложенным
ротором. На правом стенде видны ротор, установленный в подшипни-
ках, и внутренняя средняя часть, формирующая подвод воздуха в камеры
сгорания и выход газов из них к первой ступени. На среднем стенде
показана собранная ГТУ с установленными заглушками, готовая к отправке
на место монтажа.
В отличие от паровой турбины, после сборки на заводе ГТУ испытаний
не проходит. В результате с турбинного завода на монтажную площадку
ТЭС уходят несколько отдельно транспортируемых сборочных единиц:
турбогруппа (компрессор и турбина);
две камеры сгорания;
маслобак с установленным на нем оборудованием;
входной патрубок компрессора;
выходной диффузор.
263
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
Р
и
с
.
1
0
.
1
2
.
С
б
о
р
о
ч
н
ы
й
с
т
е
н
д
Г
Т
У
V
9
4
.
2
264
ГЛАВА 10
На рис. 10.13 показана установка самой габаритной и тяжелой сбороч-
ной единицы (турбогруппы) на трейлер в сборочном цехе, а затем при
погрузке в порту.
В отличие от паровой турбины, ГТУ размещают на ТЭС не на рамном
фундаменте, а непосредственно на бетонном основании, установленном
a)
б)
Рис. 10.13. Погрузка основного модуля ГТУ на трейлер в сборочном цехе завода (а) и в
порту (б)
265
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
на нулевой отметке машзала (рис. 10.14). Входную шахту 4 компрессора
посредством воздушного короба соединяют с КВОУ 1, где происходят тща-
тельная фильтрация воздуха, исключающая износ проточной части компрес-
сора, забивание охлаждающих каналов в рабочих лопатках и другие непри-
ятности. КВОУ размещают на крыше здания.
К выходному концу вала компрессора присоединяется ротор электро-
генератора 3, а к выходному диффузору ГТУ — переходный диффузор,
направляющий газы в котел-утилизатор.
Около 11 м
Около 28 м
3
1
2
456
7
8
9
10
11
Рис. 10.14. Установка газотурбинного агрегата в машинном зале ТЭС:
1 — КВОУ; 2 — кран для монтажа и обслуживания ГТУ; 3 — электрогенератор; 4 — шахта
подачи воздуха к компрессору; 5 — компрессор; 6 — камера сгорания; 7 — газовая турбина;
8 — переходный диффузор к котлу-утилизатору; 9 — маслоохладители; 10 — щит управления;
11 — трансформатор
266
ГЛАВА 10
Совершенствование горелочных устройств позволило существенно
уменьшить длину камеры сгорания с сохранением высокого качества сго-
рания (малые выбросы NOx и СО) и исключить выносные камеры сгора-
ния, заменив их на камеру кольцевого типа, органично встроенную в про-
странство между компрессором и газовой турбиной. Такая конструкция
всегда использовалась для ГТУ с трубчато-кольцевыми камерами сго-
рания.
На рис. 10.15 показана конструкция ГТД газотурбинной установки
SGT5-4000F мощностью 289 МВт (см. табл. 10.1 и рис. 10.1) фирмы
Siemens. Корпус ГТД состоит из двух половин, скрепляемых шпильками
по горизонтальному фланцевому разъему. Это обеспечивает легкий доступ
к проточным частям компрессора и турбины, а также к кольцевой камере
сгорания 7. Каждая из половин корпуса ГТД включает в себя четыре
части (корпуса входного конфузора, компрессора, камеры сгорания и газо-
вой турбины), соединенных вертикальными технологическими фланце-
выми разъемами. На входе в компрессор установлен поворотный ВНА 3,
изменяющий расход воздуха через компрессор при изменении мощности
ГТУ. Направляющие
аппараты
компрессора устанавливаются
в переднюю часть корпуса и две обоймы. Из камеры сгорания литой
части корпуса и пространств между обоймами отбирается воздух для
охлаждения сопловых лопаток газовой турбины.
Ротор турбины выполнен сборным (см. § 9.6), с центральным стяжным
болтом 5. Он опирается на два подшипника 2 и 9. Передний подшипник 2
включает в себя и упорный подшипник.
Конструкции камеры сгорания и горелочных устройств подробно опи-
саныв§9.3и9.5.
Подчеркнем, что концепция ГТУ фирмы Siemens, представленной
на рис. 10.15, реализуется в ГТУ и остальных фирм-производителей. Эти
ГТУ содержат единый несущий корпус, объединяющий корпуса компрес-
сора, камеры сгорания и газовой турбины, сами ГТУ выполнены одно-
вальными, все они имеют малоэмиссионные горелки, в газовой турбине
охлаждаются все венцы проточной части, кроме рабочих лопаток послед-
ней ступени. Конструкции ГТУ различаются важными «деталями»
(например, типом камер сгорания, горелками, числом ступеней в газовой
турбине и др.), но их концепция, т.е. основные конструктивные решения,
одинакова.
Из табл. 10.1 видно, что все передовые западные фирмы создали ГТУ
с КПД на уровне 40 %. Сегодня самой мощной и хорошо освоенной
из таких ГТУ является газотурбинная установка SGT5-8000H фирмы
Siemens.
В 2001 г. фирма Siemens начала разработку новой ГТУ в целях созда-
ния мощной маневренной установки с КПД не ниже 40 %. Эта ГТУ
должна была стать основой утилизационной ПТУ с КПД на уровне 60 %.
В апреле 2007 г. ГТУ марки SGT5-8000H была изготовлена на заводе
267
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
1
2
3
4
5
7
8
9
1
0
1
1
1
2
1
3
6
Р
и
с
.
1
0
.
1
5
.
Г
Т
Д
г
а
з
о
т
у
р
б
и
н
н
о
й
у
с
т
а
н
о
в
к
и
S
G
T
5
-
4
0
0
0
F
(
р
и
с
у
н
о
к
и
з
п
р
о
с
п
е
к
т
а
ф
и
р
м
ы
S
i
e
m
e
n
s
)
:
1
—
в
х
о
д
н
о
й
п
а
т
р
у
б
о
к
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
2
—
п
е
р
е
д
н
и
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
;
3
—
В
Н
А
;
4
—
к
о
р
п
у
с
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
5
—
с
т
я
ж
н
о
й
б
о
л
т
р
о
т
о
р
а
;
6
—
г
о
р
е
л
к
а
;
7
—
к
о
л
ь
ц
е
в
а
я
к
а
м
е
р
а
с
г
о
р
а
н
и
я
;
8
—
п
о
л
о
с
т
ь
д
л
я
р
а
з
м
е
щ
е
н
и
я
к
а
м
е
р
ы
с
г
о
р
а
н
и
я
;
9
—
з
а
д
н
и
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
;
1
0
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
д
и
ф
-
ф
у
з
о
р
;
1
1
—
з
а
д
н
я
я
о
п
о
р
а
д
в
и
г
а
т
е
л
я
;
1
2
—
п
р
и
в
о
д
В
Н
А
;
1
3
—
п
е
р
е
д
н
я
я
о
п
о
р
а
268
ГЛАВА 10
в г. Берлин и отправлена в испытательный центр на ТЭС «Иршинг»
(Бавария) для всесторонних испытаний, в том числе при работе в реаль-
ной энергосистеме. Испытания ГТУ были закончены летом 2009 г., таким
образом, только на ее создание потребовалось 8 лет.
Первоначально планировалось, что ГТУ будет иметь мощность 340 МВт
и на ее основе будет создана ПГУ мощностью 530 МВт. После тестирова-
ния ГТУ и анализа полученных результатов фирма заявила ее номиналь-
ную мощность 375 МВт и соответственно мощность ПГУ — 575 МВт.
Сегодня ГТУ SGT5-8000H — это самая мощная в мире ГТУ с приводом
генератора для электрической сети 50 Гц.
Созданная ГТУ — совместная разработка Siemens и бывшего подраз-
деления американского концерна Westinghouse, приобретенного компа-
нией Siemens в 1998 г. В конструкции ГТУ SGT5-8000H использованы
достижения обеих фирм, и она имеет следующие основные показатели:
Электрическая мощность брутто, МВт ......................375
КПД брутто, % .............................................................40
Отношение давлений в компрессоре ..........................19,2
Температура выхлопных газов ГТУ, °С ......................625
Расход газов, кг/с .........................................................820
Выбросы оксидов азота, ррm ......................................25
Выбросы СО, ррm ........................................................10
Высокая экономичность ГТУ SGT5-8000H достигнута благодаря созда-
нию нового компрессора с улучшенным облопачиванием, использованию
новых материалов, позволивших поднять начальную температуру при-
мерно до 1500 °С при температуре выхлопных газов 625 °С, улучшению
системы уплотнений в проточной части компрессора, газовой турбины и в
трактах охлаждающего воздуха, снизившей его паразитные протечки.
Принципиальное отличие разработанной ГТУ — воздушное охлажде-
ние камеры сгорания и газовой турбины. Это, в отличие от ГТУ MS9000H
фирмы GЕ Energy, обеспечивает существенно бóльшую маневренность
и делает ее всережимной, т.е. пригодной к экономичной работе как в ста-
ционарных режимах, так и в режимах частых пусков и остановов.
На рис. 10.16 показано устройство ГТУ SGT5-8000H. Элементы сило-
вого корпуса (входной патрубок 6, передняя 10 и задняя 12 части корпуса
компрессора, корпус камеры сгорания 30, а также корпус газовой турбины
18) соединены вертикальными фланцевыми разъемами.
Входной патрубок компрессора 6 и выходной диффузор 21 выполнены
со стойками соответственно 29 и 20. К стойкам 29 крепится корпус перед-
него подшипника, в котором установлены опорный вкладыш 3 и два ряда
сегментов упорного подшипника, воспринимающих осевое усилие от дис-
ков упорного подшипника 2 и 4, приложенное к ротору. Двухсторонний
упорный подшипник позволяет воспринимать осевое усилие, направление
которого может изменяться от режима к режиму.
269
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
1
2
3
4
5
7
8
9
1
0
1
1
1
2
1
3
1
4
1
5
1
6
1
7
1
8
1
9
2
0
2
1
2
2
3
0
2
3
2
4
2
5
2
6
2
7
2
8
2
9
6
3
1
Р
и
с
.
1
0
.
1
6
.
У
с
т
р
о
й
с
т
в
о
Г
Т
У
S
G
T
5
-
8
0
0
0
H
ф
и
р
м
ы
S
i
e
m
e
n
s
:
1
—
п
о
л
у
м
у
ф
т
а
п
р
и
с
о
е
д
и
н
е
н
и
я
р
о
т
о
р
а
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
;
2
,
4
—
д
и
с
к
и
у
п
о
р
н
о
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
;
3
—
о
п
о
р
н
ы
й
в
к
л
а
д
ы
ш
п
е
р
е
д
-
н
е
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
;
5
—
к
о
р
п
у
с
о
п
о
р
н
о
-
у
п
о
р
н
о
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
;
6
—
в
х
о
д
н
о
й
п
а
т
р
у
б
о
к
к
о
м
-
п
р
е
с
с
о
р
а
;
7
—
п
е
р
е
д
н
я
я
к
о
н
ц
е
-
в
а
я
ч
а
с
т
ь
р
о
т
о
р
а
;
8
—
с
т
я
ж
н
о
й
б
о
л
т
;
9
—
д
и
с
к
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
1
0
,
1
2
—
п
е
р
е
д
н
я
я
и
з
а
д
н
я
я
ч
а
с
т
и
к
о
р
п
у
с
а
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
1
1
—
п
р
о
т
о
ч
н
а
я
ч
а
с
т
ь
к
о
м
п
р
е
с
-
с
о
р
а
;
1
3
—
п
р
о
м
е
ж
у
т
о
ч
н
ы
е
д
и
с
к
и
;
1
4
—
д
и
с
т
а
н
ц
и
р
у
ю
щ
и
е
д
и
с
к
и
;
1
5
—
г
а
з
о
с
б
о
р
н
и
к
п
л
а
-
м
е
н
н
о
й
т
р
у
б
ы
;
1
6
—
р
а
б
о
ч
и
е
л
о
п
а
т
к
и
Г
Т
;
1
7
—
о
б
о
й
м
а
с
о
п
л
о
в
ы
х
а
п
п
а
р
а
т
о
в
Г
Т
;
1
8
—
к
о
р
п
у
с
Г
Т
;
1
9
—
к
о
р
п
у
с
з
а
д
-
н
е
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
;
2
0
—
с
т
о
й
к
а
в
ы
х
о
д
н
о
г
о
д
и
ф
ф
у
з
о
р
а
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
2
1
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
д
и
ф
-
ф
у
з
о
р
;
2
2
—
б
р
е
к
е
т
;
2
3
—
д
и
с
к
и
Г
Т
;
2
4
—
г
о
р
е
л
о
ч
н
ы
е
у
с
т
р
о
й
с
т
в
а
К
С
;
2
5
—
о
б
о
й
м
ы
н
а
п
р
а
в
л
я
ю
щ
и
х
л
о
п
а
т
о
к
к
о
м
-
п
р
е
с
с
о
р
а
;
2
6
—
п
о
в
о
р
о
т
н
ы
е
к
о
л
ь
ц
а
н
а
п
р
а
в
л
я
ю
щ
и
х
а
п
п
а
р
а
-
т
о
в
;
2
7
—
п
о
в
о
р
о
т
н
о
е
к
о
л
ь
ц
о
В
Н
А
;
2
8
—
п
е
р
е
д
н
я
я
о
п
о
р
а
д
в
и
-
г
а
т
е
л
я
;
2
9
—
с
т
о
й
к
а
в
х
о
д
н
о
г
о
п
а
т
р
у
б
к
а
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
;
3
0
—
к
о
р
п
у
с
к
а
м
е
р
ы
с
г
о
р
а
н
и
я
;
3
1
—
в
н
у
т
р
е
н
н
и
й
о
б
в
о
д
в
х
о
д
н
о
г
о
п
а
т
р
у
б
к
а
к
о
м
п
р
е
с
с
о
р
а
269
270
ГЛАВА 10
Аналогичным образом в выходной часта газовой турбины установлен
ко р пу с 19 заднего подшипника.
Компрессор состоит из тринадцати ступеней. Передняя часть 10 кор-
пуса компрессора содержит ВНА, положение лопаток которого управля-
ется поворотным кольцом 27, и три ряда поворотных колец направляю-
щих аппаратов 26. В задней части 12 корпуса компрессора помещены
обоймы 25, в которых установлены направляющие аппараты выходных
ступеней компрессора.
Газовая турбина состоит из четырех ступеней. Ее сопловые аппараты
помещаются в обойме 17, в свою очередь установленную в корпусе газовой
турбины 18. Сопловые и рабочие лопатки первой ступени — монокрис-
таллические. Венцы первой и второй ступеней выполнены с термо-
барьерным покрытием. Рабочие лопатки последней ступени имеют перифе-
рийные бандажи.
Камера сгорания — двухтопливная (газообразное и жидкое топливо),
трубчато-кольцевого типа, с воздушным охлаждением. Горение организо-
вано в 16 пламенных трубах.
Ротор ГТУ выполнен сборным, с центральным стяжным болтом и кон-
цевыми частями, опирающимися на опорные вкладыши подшипников.
Концевые части ротора, диски компрессора 9, промежуточные диски 13,
дистанцирующие диски 14, на которых установлены диафрагменные
уплотнения газовой турбины, и диски газовой турбины 23 соединены
с помощью хиртовых соединений.
Ротор ГТУ подсоединяется к генератору посредством полумуфты 1.
Габаритные размеры ГТУ: длина — 13,2 м; ширина — 5,5 м; высота —
5м.МассаГТУ—440т.
Построенная ГТУ SGT5-8000H отлаживалась, испытывалась и рабо-
тала на ТЭС в условиях энергосистемы в автономном режиме, т.е. ее
выхлопные газы направлялись в дымовую трубу. После всех испытаний
и получения требуемых характеристик ГТУ была перестроена в одно-
вальную ПГУ: ее выхлопные газы направляются в котел-утилизатор, а из
него — в дымовую трубу. ПГУ получила маркировку SCC5-8000H 1S
(одновальная). Испытания ПГУ начаты в 2009 г., а в 2011 г. она была вве-
дена в коммерческую эксплуатацию.
10.3. Особенности ф н ционирования современных ГТУ
Одной из характерных особенностей ГТУ является зависимость её
мощности от параметров окружающей среды, т.е. температуры, давления,
влажности воздуха, поступающего в КВОУ ГТУ. Особенно сильное влия-
ние оказывает температура наружного воздуха tн.в
(рис. 10.17). С её сниже-
нием увеличиваются плотность воздуха и массовый расход рабочего тела
через ГТУ. В результате с понижением tн.в
мощность ГТУ повышается
271
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
примерно линейно в достаточно широком диапазоне температуры tн.в
(см. рис. 10.17). При любом значении температуры tн.в
в рассматриваемом
диапазоне максимальное значение мощности достигается при максималь-
ном расходе воздуха через компрессор, т.е. при полном открытии ВНА,
и расходе топлива в камеру сгорания, обеспечивающем расчетную темпе-
ратуру перед газовой турбиной и расчетный срок службы. Эти режимы
называются базовыми, и на рис. 10.17 они соответствуют линии ВС.
Среди множества базовых режимов выделяется режим номинальной базо-
вой мощности при условиях, оговоренных производителем ГТУ. Как пра-
вило, такими условиями являются стандартные параметры наружного воз-
духа (температура 15 °С, давление 101,3 кПа, влажность 60 %). На рис. 10.17
номинальной базовой мощности соответствует точка D.
Таким образом, при уменьшении температуры наружного воздуха
соответственно увеличивается мощность ГТУ. Однако это увеличение
небеспредельно, так как при этом повышаются напряжения изгиба в рабо-
чих лопатках газовой турбины. Кроме того, перегрузка электрогенератора
также допустима только в определенных пределах. Поэтому, как видно
из рис. 10.17, при снижении tн.в
до –15 °С достигается предельная мощ-
ность 133 МВт (точка В), и дальнейшее её поддержание постоянной
(отрезок ВА) осуществляется снижением расхода воздуха посредством
ВНА.
Оценки показывают, что в области отсутствия ограничений мощности
каждые 10 °С уменьшения температуры tн.в
приводят к относительному
росту КПД на 1,5—2,0 %, а в области ограничений он остается прак-
–30
120
100
80
60
40
10
0
t н.в
,°С
20
30
40
Nэ
, МВт
140
–40
–20 –10
AB
1
D
M
ГТУ
2
K
F
E
N
C
Рис. 10.17. Зависимость мощности ГТД-110 от температуры наружного воздуха при пара-
метрах воздуха на входе в компрессор (давление 101,3 кПа, влажность 60 %)
272
ГЛАВА 10
тически неизменным, превышая КПД на номинальном базовом режиме
на 2 % (отн.).
Следует обратить также внимание на то, что для работы ГТУ в области
низких температур для напряженных дисков компрессора (это первые
ступени) должен использоваться материал, обладающий не только высо-
кой прочностью, но и высоким сопротивлением хладноломкости, т.е.
склонности детали к хрупкому разрушению при низких температурах,
особенно при возникновении трещиноподобных дефектов.
Кроме базовых, ГТУ предусматривает работу при пиковых режимах.
Поскольку уже при базовой мощности ВНА полностью открыт, то повы-
сить мощность ГТУ можно только увеличением расхода топлива. Пико-
вые режимы на рис. 10.17 соответствуют лини MN, а допустимое повы-
шение мощности составляет (см. точки F и E ) примерно 10 МВт.
Конечно, при этом увеличивается температура в камере сгорания и в газо-
вой турбине, что сопровождается более быстрым исчерпанием ресурса
и сокращением времени межремонтного периода (например, для ГТД-110
1 ч работы в пиковом режиме эквивалентен 5 ч работы в базовом режиме).
На рис. 10.18 представлены зависимости основных экономических
показателей ГТУ V94.2 от ее мощности для температуры наружного воз-
духа tн.в
= –11 °С, при которой достигается максимальная базовая мощ-
ность. При уменьшении мощности ГТУ линейно снижаются тепловая
мощность QКС в камере сгорания и соответственно расход топлива Вт
=
= QКС /Qр
н
, гдеQр
н
—
низшая теплота сгорания газа. Однако КПД ГТУ
=
изменяется нелинейно, что связано с тем, что тепловая
20
400
300
200
100
01
0
0
80
120
140
QКС , МВт
40
60
Nэ
, МВт
ГТУ
50
30
10
40
20
Bт
æ 10–3
, т/ч
hэ
, МВт
ГТУ
hэ
ГТУ
0,4
0,3
0,2
0,1
0
QКС
Bт
Рис. 10.18. Зависимости тепловой мощности КС, КПД и расхода топлива от электрической
мощности для ГТУ V94.2 Северо-Западной ТЭЦ при tн.в
=–11°С
ηэ
ГТУ
Nэ
ГТУ
/QКС
273
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
мощность на холостом ходу
≈ 125 МВт, при которой мощность,
вырабатываемая газовой турбиной, равна мощности, потребляемой ком-
прессором, а полезная мощность равна нулю. Из рис. 10.18 видно, то в
пределах реального диапазона изменения мощности (170—100 МВт) КПД
ГТУ уменьшается примерно на 0,5 % (абс.).
На рис. 10.19 показана диаграмма рациональных режимов работы ГТУ
V94.2. Слева она ограничена минимально допустимой температурой
наружного воздуха
= –30 °С, справа — максимально допустимой
= +30 °С.
Ломаная АВС представляет собой линию базовых нагрузок, при кото-
рых ВНА полностью открыт на участке ВС (αВНА = 100 %), а при темпе-
ратуре tн.в
= –10 °С достигается максимальная мощность
= 173 МВт.
При повышении tн.в
мощность снижается вплоть до 128 МВт.
Если, к примеру, t
н.в
= 15 °С, то максимальна мощность, которая может
быть получена от ГТУ (точка G ), составит 143 МВт. При прикрытии
ВНА и синхронном уменьшении расхода топлива мощность ГТУ будет
снижаться. При полном прикрытии ВНА (точка F ) она составит 88 МВт.
Через точку F проходит линия DЕ — линия минимальной мощности ГТУ.
Конечно, возможна реализация режимов еще меньшей мощности (ниже
линии DE ), но это будет сопровождаться уменьшением расхода топлива
при том же расходе воздуха. А это означает снижение экономичности.
QКС
xx
–25
140
120
100
80
–30
–5
–10
0
5
–20 –15
Nэ
, МВт
ГТУ
52
48
44
50
46
Bт
= 54тыс.м
3/ч
a
ВНА=0%
tн.в
,°С
aВНА=60%
a
ВНА=100%
42
38
34
40
36
Bт
= 32тыс.м
3/ч
A
S
B
P
Q
T
F
G
R
E
C
15
10
20
25
180
160
D
Рис. 10.19. Диаграмма рабочих режимов ГТУ (на примере ГТУ V94.2 Северо-Западной
ТЭЦ, Санкт-Петербург)
tн.в
мин
tн.в
макс
Nэ
ГТУ
274
ГЛАВА 10
Таким образом фигура ABCEDA представляет собой геометрическое
место точек, отвечающих рациональным режимам работы ГТУ. Положе-
ние каждой точки фигуры (например, точки P) при заданной температуре
наружного воздуха (в нашем случае tн.в
= –5 °С) дает значения мощности
ГТУ (в нашем случае
= 140 МВт) и расхода топлива (46 000 м3/ч).
Одновременно точка Р определяет степень открытия ВНА, которая для
температуры в случае tн.в
= –5 °С представляет собой отношение отрез-
ко в PQ и TQ, т.е. для нашего случая αВНА = 60 %. Иными словами, если
tн.в
= –5 °С и оператору ГТУ требуется обеспечить мощность 140 МВт, то
ему достаточно установить ВНА на 60 % полного открытия и расход топ-
лива 46 000 м3/ч.
10.4. Преим щества, недостат и и области использования ГТУ
Главным преимуществом ГТУ является ее компактность. Действи-
тельно, прежде всего, в ГТУ отсутствует паровой котел — сооружение,
достигающее большой высоты и требующее для установки отдельного
помещения (см. рис. 2.6 и 15.9). Связано это обстоятельство прежде всего
с высоким давлением в камере сгорания (1,2—3 МПа); в котле горение
происходит при атмосферном давлении и соответственно объем образую-
щихся горячих газов оказывается в 12—30 раз больше. Далее, в ГТУ про-
цесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей всего из
трех-пяти ступеней, в то время как паровая турбина, имеющая такую же
мощность, состоит из трех-четырех цилиндров, заключающих в себе
25— 40 ступеней. Даже с учетом и камеры сгорания, и воздушного компрес-
сора ГТУ мощностью 150 МВт имеет длину 8—12 м, а длина паровой тур-
бины такой же мощности при трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза
больше. При этом для паровой турбины кроме котла необходимо преду-
смотреть установку конденсатора с циркуляционными и конденсатными
насосами, систему регенерации из семи-девяти подогревателей, пита-
тельные турбонасосы (от одного до трех), деаэратор. Как следствие ГТУ
может быть установлена на бетонное основание на нулевой отметке
машинного зала, а для ПТУ требуется рамный фундамент высотой 9—16 м
с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспо-
могательного оборудования в конденсационном помещении.
Компактность ГТУ позволяет осуществить ее сборку на турбинном
заводе, доставить в машинный зал железнодорожным или автомобильным
транспортом для установки на простом фундаменте. Так, в частности,
транспортируется ГТУ с встроенными камерами сгорания. При транспор-
тировке ГТУ с выносными камерами последние транспортируются
отдельно, но легко и быстро присоединяются с помощью фланцев к модулю
компрессор—газовая турбина. Паровая турбина поставляется узлами и дета-
лями, монтаж как ее самой, так и многочисленного вспомогательного
Nэ
ГТУ
275
Современные ГТУ для парогазовых энергоблоков электростанций
оборудования и связей между ними занимает в несколько раз больше вре-
мени, чем установка ГТУ.
Для ГТУ не требуется охлаждающей воды. Как следствие в ГТУ отсут-
ствуют конденсатор и система технического водоснабжения с насосной
установкой и градирней (при оборотном водоснабжении). В результате
все это приводит к тому, что стоимость 1 кВт установленной мощности
газотурбинной электростанции значительно меньше. При этом стоимость
собственно ГТУ (компрессор + камера сгорания + газовая турбина) из-за
ее сложности оказывается в 3— 4 раза больше, чем стоимость паровой
турбины такой же мощно сти.
Важным преимуществом ГТУ является ее высокая маневренность,
определяемая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паро-
вой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без воз-
никновения опасных температурных напряжений и деформаций.
Однако ГТУ имеют и существенные недостатки, из которых прежде
всего необходимо отметить меньшую экономичность, чем у паросиловой
установки. Средний КПД ГТУ составляет 37— 40 %, а паротурбинных
энергоблоков — 42 — 43 %. «Потолком» для мощных энергетических ГТУ,
как он видится в настоящее время, является КПД на уровне 41— 42 %, (а
может быть и выше с учетом больших резервов повышения начальной
температуры). Меньшая экономичность ГТУ связана с высокой темпера-
турой выхлопных газов.
Другим недостатком ГТУ является невозможность использования в них
низкосортного топлива, по крайней мере, в настоящее время. Она может
хорошо работать только на газе или на качественном жидком топливе,
например дизельном. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом
топливе, включая самое некачественное.
Низкая начальная стоимость ТЭС с ГТУ и одновременно сравнительно
низкая экономичность и высокие стоимость используемого топлива и манев-
ренность определяют основную область индивидуального использования
ГТУ простого цикла: в энергосистемах их следует применять как пиковые
или резервные источники мощности, работающие несколько часов в сутки.
Вместе с тем ситуация кардинально изменяется при использовании теп-
лоты выхлопных газов ГТУ в теплофикационных установках или в комби-
нированном (парогазовом) цикле (см. гл. 13).
Контрольные вопросы
1. Какой параметр характеризует технический уровень ГТУ?
2. Назовите основных мировых производителей ГТУ.
3. Назовите основные конструктивные узлы ГТУ V94.2.
4. Какие узлы определяют положение ротора в корпусе ГТУ?
5. Для каких целей служит поворотный ВНА?
6. Какие элементы проточной части охлаждаются в газовой турбине?
7. В каком виде ГТУ доставляется на монтажную площадку ТЭС?
276
ГЛАВА 10
8. При каких положениях поворотных лопаток ВНА достигаются максимальная
и минимальная мощности?
9. Почему с повышением температуры наружного воздуха снижается мощность
ГТУ?
10. Почему при пиковых режимах работы ГТУ исчерпание ресурса происходит
быстрее, чем при базовых?
11. Какими факторами ограничивается максимальная мощность ГТД?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов / С.В . Цанев,
В.Д . Буров, А.С . Земцов, А.С . Осыка; под ред. С .В . Цанева. М .: Издательский дом
МЭИ, 2011.
2. Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов /
А.Д . Трухний. М .: Издательский дом МЭИ, 2013.
277
Глава одиннадцатая
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ПАРОГАЗОВЫХ
ЭНЕРГОБЛОКОВ
Содержание
11.1. Тепловые схемы отельных станово
11.2. Констр ции отлов- тилизаторов
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
11.1. Тепловые схемы отельных станово
Котельная установка ПГУ служит для максимальной утилизации теп-
лоты выхлопных газов ГТУ путем его передачи воде и водяному пару,
причем его расход и параметры должны быть такими, чтобы из тепловой
энергии этого пара можно было бы получить максимум электроэнергии
в паровом турбоагрегате.
Котельная установка ПГУ состоит из одного или нескольких котлов-
утилизаторов (по числу ГТУ) и вспомогательного оборудования (деаэра-
ционной установки и многочисленных насосов различного назначения).
Котлы-утилизаторы ПГУ имеют два принципиальных отличия от тра-
диционных энергетических котлов.
Во-первых, как правило, они имеют два или три контура генерации
пара различного давления. Одноконтурные котлы-утилизаторы исполь-
зуют очень редко, в основном в ПГУ специального типа, поскольку их
экономичность из-за высокой температуры уходящих газов (150—180 °С)
невелика. Двухконтурные котлы-утилизаторы строят в блоках с ГТУ мощ-
ностью менее 200 МВт, имеющих умеренную температуру выхлопных
газов. Трехконтурные КУ используют в самых современных ПГУ, мощ-
ность ГТУ которых более 220 МВт, а температура выхлопных газов нахо-
дится на уровне 580 °С и выше. Как правило, в трехконтурных ПГУ
осуществляется и промежуточный перегрев пара, покидающего ЦВД
паровой турбины.
Во-вторых, котлы-утилизаторы не имеют топки, в которой в традици-
онных котлах сжигается топливо. Правда, существуют КУ, в которых все-
таки сжигается небольшое количество топливного газа, главным образом
для получения дополнительных пиковой электроэнергии или теплоты,
а также поддержания необходимой температуры пара, генерируемого
котлом-утилизатором для паровой турбины. При этом топка в таких КУ
«с дожиганием» по-прежнему отсутствует. Отсутствие топки в КУ исклю-
278
чает необходимость в сложных тягодутьевых машинах, необходимых для
энергетических котлов. В них не надо заботиться о качественном сжига-
нии топлива и поддержании определенных избытков воздуха при горе-
нии.
Все перечисленные обстоятельства делают КУ источником пара для
паровой турбины существенно более простым, чем традиционный энерге-
тический котел.
По существу, котел-утилизатор представляет собой противоточный
поверхностный теплообменник, состоящий из газохода, в котором горячие
выхлопные газы ГТУ омывают трубную систему, в которой поступающая
из конденсатора вода нагревается до кипения, испаряется, перегревается
и направляется несколькими потоками в паровую турбину. По направле-
нию движения газов котлы-утилизаторы делятся на вертикальные (в них
газы движутся вертикально) и горизонтальные.
На рис. 11.1 показана тепловая схема половины котельной установки
дубль-блока ПГУ-450Т с ГТЭ-160 (или, как говорят, — одного корпуса),
в которую поступают уходящие газы из одной ГТУ (ГТУ-1). Второй кор-
пус выполнен точно так же с той лишь разницей, что деаэратор для этих
половин является общим. На рис. 11.1 в прямоугольных рамках нанесены
значения параметров (расходов пара или воды, давления и температуры),
полученные при расчете тепловой схемы котла.
Котельная установка ПГУ- 450Т с вертикальным котлом-утилизатором
включает в себя:
двухконтурный барабанный котел-утилизатор вертикального (башен-
ного) типа;
систему рециркуляции конденсата, обеспечивающую постоянную тем-
пературу конденсата на входе в котел;
систему многократной принудительной циркуляции воды в испарите-
лях котла;
систему деаэрации конденсата в деаэрационной установке.
Котел-утилизатор КУ-1 ПГУ-450Т представляет собой вертикаль-
ный противоточный теплообменный аппарат. Горячий теплоноситель
(газы ГТУ) поступает снизу и движется вверх к дымовой трубе. Холод-
ный теплоноситель (вода) движется сверху вниз по трубам. Газы пере-
дают свою теплоту воде (пару), остывают и при температуре примерно
100 °С выбрасываются через дымовую трубу в атмосферу. (Заметим, что
все приведенные на схеме значения параметров относятся к номиналь-
ному режиму, но являются приблизительными, так как они зависят от тем-
пературы наружного воздуха.) В нижней части КУ, куда поступают горячие
газы, размещены теплообменные поверхности контура ВД, а в верхней —
контура НД.
Конденсат, выйдя из конденсатора паровой турбины, после конденса-
тора пара уплотнений (КПУ) в точке а (рис. 11.1) разводится на два КУ.
Половина его в количестве 293 т/ч с температурой 30 °С поступает в КУ-1.
В точке b к этому конденсату подмешивается 88 т/ч горячего конденсата,
имеющего температуру 156 °С. Эти потоки смешиваются, и питательная
вода приобретает температуру 60 °С. Если эта температура будет мень-
шей, то на поверхности газового подогревателя конденсата ГПК про-
279
Котельные установки парогазовых энергоблоков
Р
и
с
.
1
1
.
1
.
Т
е
п
л
о
в
а
я
с
х
е
м
а
к
о
т
е
л
ь
н
о
й
у
с
т
а
н
о
в
к
и
П
Г
У
-
4
5
0
Т
с
в
е
р
т
и
к
а
л
ь
н
ы
м
к
о
т
л
о
м
-
у
т
и
л
и
з
а
т
о
р
о
м
8
8
1
1
5
6
3
8
1
1
6
0
Б
а
р
а
б
а
н
В
Д
Б
а
р
а
б
а
н
H
Д
a
b
c
d
Б
а
р
а
б
а
н
H
Д
1
0
0
°
C
1
7
5
°
C
2
2
5
°
C
2
3
0
°
C
3
0
5
°
C
4
6
5
°
C
К
У
-
1
Г
П
К
Р
Т
К
Э
Н
Р
И
Н
Д
Э
В
Д
И
В
Д
5
6
0
,
6
5
2
0
0
2
4
2
8
5
1
5
Г
а
з
ы
о
т
Г
Т
У
:
5
3
7
°
С
,
5
3
0
к
г
/
с
Ц
Э
Н
Н
Д
Ц
Э
Н
В
Д
П
Э
Н
В
Д
П
Э
Н
Н
Д
Р
П
К
В
Д
Р
П
К
Н
Д
Б
а
р
а
б
а
н
Н
Д
Б
а
р
а
б
а
н
В
Д
К
о
н
д
е
н
с
а
т
о
т
К
П
У
К
К
У
-
2
К
К
У
-
2
О
т
К
У
-
2
О
т
К
У
-
2
0
,
6
М
П
а
Д
е
а
э
р
а
т
о
р
3
8
1
1
6
0
8
8
1
1
5
6
2
9
3
1
3
0
2
9
3
0
,
6
1
5
4
5
6
0
,
7
7
1
6
9
2
4
2
8
,
5
3
0
0
D
,
т
/
ч
р
,
М
П
а
t
,
°
C
П
П
В
Д
280
ГЛАВА 11
изойдет конденсация водяных паров из дымовых газов, а имеющиеся
в них агрессивные вещества будут растворяться в выпадающем конден-
сате, вызывая коррозию труб ГПК. Если температура на входе в ГПК
будет больше 60 °С, то, во-первых, это приведет к увеличению темпера-
туры уходящих газов КУ и снизит экономичность и, во-вторых, увеличит
затраты мощности на привод электронасосов рециркуляции конденсата
ЭНР. Поэтому КУ снабжается регулятором температуры конденсата РТК,
поддерживающим его температуру близкой к 60 °С.
На выходе из ГПК температура конденсата составляет 154 °С. Часть
его (88 т /ч) отводится на рециркуляцию (точка c), а остальной конденсат
(293 т /ч) поступает сверху в деаэрационную колонку деаэратора. В нее же
(точка d ) поступает конденсат из КУ-2 . Снизу в колонку подается пере-
гретый пар из контура НД с температурой 200 °С. При их смешении кон-
денсат нагревается до температуры насыщения (158 °С), из него выделя-
ются растворенные газы, и в деаэраторном баке скапливается
деаэрированный конденсат. Он является источником рабочего тела для
контуров ВД и НД котла.
Питательными электронасосами ВД ПЭН ВД, за которыми давление
составляет около 9 МПа, через регулирующий питательный клапан РПК ВД
конденсат подается в экономайзер ВД ЭВД. Здесь он нагревается примерно
до 295 °С и поступает в барабан ВД, в котором поддерживаются давление
8,5 МПа и температура 300 °С.
Особенностью вертикального КУ является трудность организации
естественной циркуляции воды в испарителе. Поэтому его снабжают цир-
куляционными электронасосами ЦЭН ВД, создающими принудительную
циркуляцию среды через барабан ВД и испаритель ВД ИВД, в процессе
которой часть воды превращается в пар и скапливается в верхней части
барабана ВД. Отсюда пар отводится в пароперегреватель ВД ППВД,
в котором он перегревается и с параметрами 8 МПа, 515 °С направляется
на вход паровой турбины.
Питательные насосы НД ПЭН НД через регулирующий питательный
клапан РПК НД подают конденсат прямо в испаритель НД ИНД, который
с помощью циркуляционных электронасосов НД ЦЭН НД обеспечивают
генерацию насыщенного пара в барабане НД. После перегрева в паропере-
гревателе НД ППНД пар с параметрами 0,65 МПа и 200 °С направляется
в турбину.
Парогенерирующая способность контура НД существенно меньше,
чем контура ВД (из-за остывания газов), и поэтому его паропроизводи-
тельность составляет всего 56 т/ч, т.е. примерно 20 % паропроизводитель-
ности контура ВД.
На рис. 11.2 показана тепловая схема котельной установки ПГУ-450Т,
использующей горизонтальный котел-утилизатор. Сравнение рис. 11.1
и 11.2 показывает, что схемы с вертикальным и горизонтальным котлами
различаются лишь испарителями. В горизонтальном котел испарение
в обоих контурах происходит за счет естественной циркуляции котловой
воды вследствие ее меньшей плотности в испарительных трубах, чем
281
Р
и
с
.
1
1
.
2
.
Т
е
п
л
о
в
а
я
с
х
е
м
а
к
о
т
е
л
ь
н
о
й
у
с
т
а
н
о
в
к
и
П
Т
У
-
4
5
0
Т
с
г
о
р
и
з
о
н
т
а
л
ь
н
ы
м
к
о
т
л
о
м
-
у
т
и
л
и
з
а
т
о
р
о
м
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
∼
2
3
2
7
,
8
5
5
1
0
П
а
р
В
Д
Б
а
р
а
б
а
н
В
х
о
д
г
а
з
о
в
и
з
Г
Т
У
5
3
7
°
С
,
5
3
0
к
г
/
с
П
П
В
Д
И
В
Д
Э
В
Д
П
П
Н
Д
И
Н
Д
Г
П
К
В
ы
х
о
д
г
а
з
о
в
К
о
т
е
л
4
1
0
5
2
0
,
6
2
2
6
1
,
1
6
6
0
,
7
К
К
У
-
2
К
К
У
-
2
К
К
У
-
2
Р
П
К
В
Д
Р
П
К
В
Д
Р
П
К
Н
Д
П
а
р
Н
Д
О
т
К
П
У
О
т
К
У
-
2
П
Э
Н
Н
Д
П
Э
Н
В
Д
П
а
р
Н
Д
Э
Н
Р
В
Д
Н
Д
Д
е
а
э
р
а
т
о
р
282
ГЛАВА 11
в опускных. При этом исключается необходимость в циркуляционных
электронасосах в испарительных контурах, и это является определенным
преимуществом горизонтальных котлов-утилизаторов.
На рис. 11.3 показана упрощенная схема котельной установки с трех-
контурным КУ с промежуточным перегревом пара, работающим в блоке
с ГТУ GT26 фирмы Alstom. В отличие от предыдущих схем, в котельной
установке использован выделенный вакуумный деаэратор, а не деаэратор
повышенного давления.
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
A
625 кг/с, 614 °С
Пар в ЦСД
Пар в ЦВД
Пар из ЦВД
344,3
344,1
2,8
3,0
3,0
0,49
13,4
560
347
279
323
560
300
44,3
33,4
6,1
Пар НД
в паровую турбину
Пар из отбора ЦНД
паровой турбины
–
–
–
Конденсат
от КПУ
25,7
360
ПЭН ВД
ПЭН НД/СД
17,5 60,4
304
D, р,
т/ч МПа
t,
°C
77,7 4,0 60,4
102 °C
БНД
БСД
БВД
Рис. 11.3. Котельная установка с вертикальным КУ и выделенным вакуумным деаэратором:
1, 8, 9 — ЭВД-1, ЭВД-2 и ЭВД-3 соответственно; 2 — ЭНД/ЭСД-1; 3, 6, 10 — ПНД, ИСД
и ИВД соответственно; 4 — ЭСД-2; 5 — ППНД; 7 — ППСД; 11 — основной ППВД; 12 —
ПППСД
283
Котельные установки парогазовых энергоблоков
В деаэратор поступает конденсат из конденсатора паровой турбины
в количестве 360 т/ч, а греющий пар отбирается из ЦНД паровой тур-
бины (перед последней ступенью) при давлении 20—25 кПа, обеспечива-
ющим нагрев воды в деаэраторном баке до температуры насыщения 60—
65 °С. Это позволяет исключить электронасосы рециркуляции конденсата
ГПК и упростить тепловую схему.
Питательные насосы ПЭН НД/СД обеспечивают работу контуров НД
и СД. Конденсат в количестве 77,7 т/ч поступает в экономайзер ЭНД/ЭСД-1
при температуре 60,4 °С, и часть его (33,4 т/ч) после дросселирования
в регулирующем клапане направляется в барабан НД БНД. Полученный
насыщенный пар перегревается в ППНД и с параметрами 0,49 МПа/279 °С
входит в паровую турбину. Остальной конденсат (44,3 т/ч) дополни-
тельно нагревается в ЭСД-2 и поступает в барабан СД БСД. В нем он
испаряется, перегревается в ППСД и с параметрами 3 МПа/323 °С направ-
ляется на смешение (точка А) с паром, покидающим ЦВД. Его температура
(347 °С) близка к температуре пара СД (323 °С). Образовавшаяся смесь
проходит через промежуточный пароперегреватель ПППСД и затем идет
в ЦСД паровой турбины.
Наконец, ПЭН ВД подает конденсат в количестве 304 т/ч при давлении
17,5 МПа последовательно в экономайзеры ЭВД-1, ЭВД-2 и ЭВД-3 и бара-
бан ВД БВД. Образовавшийся пар поступает в основной пароперегреватель
ППВД и из него с параметрами 13,4 МПа/560 °С в ЦВД паровой турбины.
Греющие газы из ГТУ входят в КУ с температурой 614 °С и покидают
его при 102 °С.
11.2. Констр ции отлов- тлизаторов
Котел-утилизатор — это основной элемент котельной установки ПГУ.
Продольный разрез двухконтурного горизонтального котла-утилизатора,
используемого для работы в блоке с ГТЭ-160, показан на рис. 11.4. Дон-
ный 21 и потолочный 20 листы и боковые плоские стенки образуют газо-
ход, в котором располагаются трубная система модулей теплообменных
поверхностей: ГПК (два модуля), ИНД (два модуля), ППНД, ЭВД (два
модуля), ИВД (три модуля) и ППВД. Модуль — это совокупность элемен-
тарных секций , изготовленная на котельном заводе в транспортабельном
исполнении и доставляемая на монтажную площадку как единое целое.
По ширине котла-утилизатора обычно устанавливаются два-три модуля.
Модули подвешиваются свободно на тягах 24 к продольным балкам 13
каркаса, что позволяет им свободно расширяться при нагреве. Вся комму-
тирующая арматура, подводы и отводы нагреваемой среды из модулей
заключены в двух «теплых ящиках»: верхнем (между потолочным листом
газохода и крышей) и нижним (между донным листом и полом котла).
Корпус котла подвешивается на каркас, изготовленный из колонн 14,
продольных балок 13 (аналогичные балки имеются и внизу котла) и попе-
речных балок 25.
284
ГЛАВА 11
И в газоход, и в «теплые ящики» имеется доступ через лазы 22 для
осмотра и ремонта трубной системы.
Теплообменные модули расположены в газоходе в таком порядке, как
показано на рис. 11.2.
Барабаны КУ устанавливаются на крыше КУ на специальные опоры,
позволяющие им свободно расширяться при нагреве. Основная задача
барабана — обеспечить отделение сухого насыщенного пара из пароводя-
ной смеси, поступающей из испарителя (см. рис. 11.2). Его устройство
описано в § 6.3.
2
6
9
10
11
12
15
13
24
20
16
17181925 1
2
3
4
5
6
7
8
14
22
21
14
БВД
БНД
23
Вход газов
от ГТУ
Выход
газов
Рис. 11.4. Продольный разрез двухконтурного горизонтального котла-утилизатора марки П-88:
1 — лестничные марши; 2 — «теплые ящики»; 3 — секции ЭВД; 4 — ППНД; 5 — секции ИНД; 6 —
опускные трубы; 7 — секции ГПК; 8 — выходной конфузор; 9 — входной диффузор; 10 — ППВД;
11 — секции ИВД; 12 — обшивка; 13 — продольная балка каркаса; 14 — колонны каркаса; 15 — кол-
лектор пара ВД; 16 — коллектор подвода питательной воды от ПЭН ВД; 17 — то же от ПЭН НД; 18 —
коллектор отвода конденсата из ГПК; 19 — коллектор подвода конденсата от КПУ; 20 — потолочный
лист; 21 — донный лист; 22 — лазы; 23 — промежуточный элемент подвески пакета ППВД; 24 —
тяга; 25 — поперечная балка
285
Котельные установки парогазовых энергоблоков
На рис. 11.5 показано устройство теплообменного модуля котла-ути-
лизатора на примере его ГПК. Он состоит из элементарных секций
(рис. 11.5, в), а каждая из них — из двух горизонтальных коллекторов 2
(верхний коллектор не показан) и трубной системы 4, расположенной
вертикально. Коммутирование элементарных секций для создания требуе-
мого направления теплоносителя осуществляется с помощью перемычек 3
(рис. 11.5, а) и патрубков 5 (рис. 11.5, в).
На рис. 11.6 представлен продольный разрез горизонтального котла-
утилизатора Калининградской ТЭЦ-2.
С учетом климатических условий котел устанавливается на открытом
воздухе рядом с машинным залом. От атмосферных осадков его предо-
храняет навес. Внешний корпус котла подвешивается на строительной
конструкции из колонн, продольных и поперечных стальных балок. К этой
же конструкции подвешиваются все поверхности нагрева рабочего тела,
состоящие из вертикальных оребренных труб. Барабаны ВД и НД уста-
новлены сверху котла, и из них идут вниз опускные трубы.
Выходной диффузор 1 ГТУ соединяется с переходным газоходом 5
через компенсатор 2, обеспечивающий независимые тепловые расшире-
ния диффузора и корпуса котла. Газоход 5 состоит из четырех сваренных
между собой частей, образующих переход от круглого сечения компенса-
тора до прямоугольного входного сечения котла с поверхностями нагрева.
После ГПК прямоугольный в сечении канал суживается, и на его выходе
устанавливается двухступенчатый шумоглушитель 9. За ним располага-
ется отсечной клапан 10, позволяющий сохранять теплоту, аккумулиро-
ванную котлом, при коротких остановках в резерв.
За отсечным клапаном размещается компенсатор 11 взаимных тепло-
вых расширений котла и дымовой трубы 13. Газоход 12 прямоугольного
сечения направляет дымовые газы в дымовую трубу диаметром 7 м и высо-
той 150 м, расположенную между соседними котлами.
Котел выполнен газоплотным и рассчитан на избыточное давление
выходных газов ГТУ 6,5 кПа. Изнутри он покрыт изоляцией и обшивкой
из тонкого листа, а газоход от котла до дымовой трубы — наружной изо-
ляцией и декоративной обшивкой из оцинкованного листа.
На рис. 11.7 показан продольный разрез вертикального КУ. Газы
из выходного диффузора 7 ГТУ, сечение которого изменяется с круглого
на квадратное, поступают в газоход 9, в котором располагается шумоглу-
шитель. По сторонам газохода 9 устанавливают компенсаторы 8, допускаю-
щие взаимные тепловые расширения деталей, имеющих различную темпе-
ратуру. Затем в поворотном газоходе 10 газы изменяют свое направление
с горизонтального на вертикальное и последовательно омывают поверхно-
сти теплообмена: ППВД, ИВД, ЭВД, ППНД, ИНД, ГПК.
За поверхностями нагрева расположен переходный конфузор 2,
направляющий газы в выходной газоход 18. В его нижней части поме-
щен второй шумоглушитель. На входе в газоход 18 установлена дожде-
286
ГЛАВА 11
2
а)
в)
35
6
ГПК
4
23
Конденсат
1
7
2
4
б)
Рис. 11.5. Устройство модуля горинтального котла-утилизатора:
а — модуль ГПК; б — нижний коллектор с вваренной трубной системой; в — элементарные
секции модуля; 1 — поставочный модуль; 2 — коллекторы ; 3 — коммутирующая перемычка;
4 — трубная система секций; 5 — патрубки подвода-отвода нагреваемой среды; 6 — проушины
для подвески к продольным балкам; 7 — «теплый ящик» газохода
287
Котельные установки парогазовых энергоблоков
1
I
6
7
8
9
1
0
1
1
1
2
1
3
1
4
1
5
I
I
I
I
V
V
V
I
I
I
3
5
4
2
+
6
,
0
0
0
+
1
2
5
,
0
0
0
+
1
2
,
3
3
0
3⁄4
7
0
0
0
6880ç6880
6000ç4800
1
8
0
0
0
+
0
,
0
0
0
1
1
0
0
5
5
0
0
5
5
0
0
5
5
0
0
7
5
9
5
6
3
6
0
1
2
4
4
5
1
8
0
0
1
8
0
0
9
0
0
0
9
0
0
0
7
2
0
0
Р
и
с
.
1
1
.
6
.
П
р
о
д
о
л
ь
н
ы
й
р
а
з
р
е
з
г
о
р
и
з
о
н
т
а
л
ь
н
о
г
о
к
о
т
л
а
-
у
т
и
л
и
з
а
т
о
р
а
П
Г
У
-
4
5
0
Т
К
а
л
и
н
и
н
г
р
а
д
с
к
о
й
Т
Э
Ц
-
2
:
1
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
д
и
ф
ф
у
з
о
р
Г
Т
Д
;
2
—
к
о
м
п
е
н
с
а
т
о
р
т
е
п
л
о
в
ы
х
р
а
с
ш
и
р
е
н
и
й
м
е
ж
д
у
в
ы
х
о
д
н
ы
м
д
и
ф
ф
у
з
о
р
о
м
Г
Т
Д
и
к
о
т
л
о
м
;
3
—
з
д
а
н
и
е
м
а
ш
и
н
н
о
г
о
з
а
л
а
;
4
—
о
б
с
л
у
ж
и
в
а
ю
щ
и
й
м
о
с
т
о
в
о
й
к
р
а
н
;
5
—
в
х
о
д
н
о
й
д
и
ф
ф
у
з
о
р
;
6
—
б
а
р
а
б
а
н
В
Д
;
7
—
б
а
р
а
б
а
н
Н
Д
;
8
—
у
к
р
ы
т
и
е
о
т
а
т
м
о
с
ф
е
р
н
ы
х
о
с
а
д
к
о
в
;
9
—
д
в
у
х
с
т
у
п
е
н
ч
а
т
ы
й
ш
у
м
о
г
л
у
ш
и
т
е
л
ь
;
1
0
—
д
в
у
х
с
т
в
о
р
ч
а
т
ы
й
о
т
к
л
ю
ч
а
ю
щ
и
й
к
л
а
п
а
н
;
1
1
—
к
о
м
п
е
н
с
а
т
о
р
;
1
2
—
п
о
в
о
р
о
т
н
ы
й
г
а
з
о
х
о
д
м
е
ж
д
у
к
о
т
л
о
м
и
д
ы
м
о
в
о
й
т
р
у
б
о
й
;
1
3
—
д
ы
м
о
в
а
я
т
р
у
б
а
;
1
4
—
к
о
л
о
н
н
а
в
х
о
д
н
о
г
о
д
и
ф
ф
у
з
о
р
а
;
1
5
—
к
о
л
о
н
н
а
к
о
т
л
а
;
I
—
в
ы
х
о
д
п
е
р
е
г
р
е
т
о
г
о
п
а
р
а
и
з
п
а
р
о
п
е
р
е
г
р
е
в
а
т
е
л
я
В
Д
;
I
I
—
в
ы
х
о
д
п
е
р
е
г
р
е
т
о
г
о
п
а
р
а
и
з
п
а
р
о
п
е
р
е
г
р
е
в
а
т
е
л
я
Н
Д
;
I
I
I
—
п
о
д
в
о
д
п
и
т
а
т
е
л
ь
н
о
й
в
о
д
ы
о
т
П
Э
Н
Н
Д
в
б
а
р
а
б
а
н
Н
Д
;
I
V
—
в
ы
х
о
д
к
о
н
д
е
н
с
а
т
а
и
з
Г
П
К
;
V
—
п
о
д
в
о
д
к
о
н
д
е
н
с
а
т
а
о
т
К
П
У
в
Г
П
К
;
V
I
—
п
о
д
в
о
д
п
и
т
а
т
е
л
ь
н
о
й
в
о
д
ы
о
т
П
Э
Н
В
Д
в
э
к
о
н
о
м
а
й
з
е
р
В
Д
288
ГЛАВА 11
вая заслонка 3, препятствующая попаданию дождя в КУ во время прос-
тоя. Кроме того, при коротких простоях закрытие заслонки позволяет
сохранить теплообменные поверхности горячими и ускорить пуск энер-
гоблока после таких простоев.
Котлы-утилизаторы монтируют в закрытом помещении, контур кото-
рого показан штрихпунктирной линией. Внутри помещения строят
стальной каркас из мощных колонн 5, продольных и поперечных балок.
Колонны 5 устанавливают на бетонные основания. Каркас содержит
проем для размещения котла, а также платформы под барабаны 4 ВД
Рис. 11.7. Вертикальный котел-утилизатор П-90 для ПГУ-450Т:
1 — основной газоход КУ; 2 — конфузор; 3 — дождевая заслонка; 4 — барабаны; 5 —
колонны каркаса; 6 —«теплые ящики»; 7 — выходной диффузор ГТУ; 8 — компенсаторы;
9 — входной газоход КУ с глушителем; 10 — поворотный короб; 11 — лестничные марши;
12—ППВД;13—ИВД;14—ЭВД;15—ППНД;16—ИНД;17—ГПК;18—выходной
газоход
2
13
4
5
6
6
7
8
89
11
12
13
14
15
16
17
10
23 500
7750
18
Выход
газов
23100
289
Котельные установки парогазовых энергоблоков
и НД. Кроме того, каркас обвязывают многочисленными площадками
обслуживания и ле стничными маршами.
На нулевой отметке рядом с котлами помещают все насосы: питатель-
ные ПЭН ВД и ПЭН НД, циркуляции воды в испарителях ЦЭН ВД и ЦЭН
НД и рециркуляции ЭНР.
Внутри каркаса размещают собственно КУ с теплообменными поверх-
ностями, подводящими и отводящими газоходами. Теплообменные
поверхности монтируют внутри котла из отдельных модулей (рис. 11.8),
изготовленных заводским способом.
Теплообменный модуль (рис. 11.8, а) представляет собой совокуп-
ность змеевиков 9, подключенных к коллекторам 5 и 6. В коллектор 5
подается нагреваемая среда (вода или пар), из коллектора 6 она поступает
в следующую поверхность теплообмена. Змеевики 9 располагаются гори-
зонтально в шахте газохода, по которому снизу вверх движутся горячие
газы из ГТУ. Все трубы змеевиков заключены в трубные доски 2 и 4
(рис. 11.8, б) прямоугольной формы. Верхние и нижние концы трубных
досок соединены посредством шарнирных подвесок 3, и весь ансамбль
теплообменных поверхностей от ППВД вверху до ГПК внизу подвеши-
вается к продольным «горячим» балкам каркаса, расположенным между
(см. рис. 11.7) верхней частью газохода 1 и конфузором 2. Через крайние
трубные доски 1 (см. рис. 11.8, в) трубы проходят с достаточным зазором,
что позволяет всему ансамблю свободно расширяться от точек подвески
на «горячих» балках.
Теплообмен со стороны газов не столь интенсивен, как со стороны
пара или воды, так как скорость газов невелика (10—15 м/с) из-за необ-
ходимости иметь малое гидравлическое сопротивление со стороны газов.
Поэтому теплообменные трубы КУ выполняют с развитым внешним
поперечным оребрением (рис. 11.9). Это увеличивает поверхность тепло-
обмена со стороны газов и интенсифицирует теплообмен.
Для исключения провисания труб и возбуждения их колебаний набегаю-
щим газовым потоком между трубами в горизонтальных КУ устанавливают
дистанцирующие элементы (рис. 11.10). Обшивка котла (рис. 11.11) выпол-
няется газоплотной, т.е. она способна выдерживать небольшое внутреннее
давление. Для этого она изготавливается из металлических листов (наруж-
ных и внутренних) достаточной толщины, между которыми с помощью
штырей и сетки закрепляются изоляционные холсты из супертонкого
волокна из горных пород. Их суммарная толщина 200 мм позволяет иметь
на внешней поверхности температуру менее 55 °С, что как уменьшает
потерю тепла в окружающую среду, так и обеспечивает выполнение пра-
вил техники безопасности.
Схема горизонтального трехконтурного котла-утилизатора показана
на рис. 11.12, а его внешний вид — на рис. 11.13. Для лучшего понимания
его устройства эти рисунки следует рассматривать совместно. Каркас
котла имеет рамную конструкцию. На «крыше» котла помещают бара-
баны, из которых вниз идет несколько опускных труб Г-образной формы
290
ГЛАВА 11
81
2
349
Вода
Газы
2
6
1
7
5
б)
а)
в)
1
10
9
4
9
Рис. 11.8. Схема теплообменного модуля вертикального котла-утилизатора:
а — размещение модуля в газоходе; б — расположение труб в промежуточной трубной доске;
в — фрагмент «теплого ящика»; 1 — стенка газохода; 2 — крайние трубные доски; 3 — шар-
нирные подвески; 4 — промежуточная трубная доска ; 5, 6 — входной и выходной коллекторы
воды (или пара); 7 — теплоизолированный корпус КУ; 8 — пространство «теплого ящика»;
9 — змеевик; 10 — концевики
291
Котельные установки парогазовых энергоблоков
(см. рис. 11.12). Внизу к ним подсоединяются коллекторы (поз. 12 на
рис. 11.13), которые раздают воду в систему оребренных испарительных
труб (поз. 16 на рис. 11.12 и поз. 11 на рис. 11.13). Вода поднимается по
ним и частично испаряется. Сверху испарительные трубы также объеди-
няются коллекторами 9 (рис. 11.13), из которых по трубам 8 пароводяная
смесь возвращается в барабан 3. В барабане происходит отделение пара
1
2
3
4
6
5
t<55°C
Тепло
Рис. 11.11. Конструкция обшивки котла:
1 — наружная обшивка из металлических
щитов размерами 2,6 × 4,2 м; 2 — шайба,
удерживающая листы; 3 — штыри диамет-
ром 10 мм и с шагом установки 0,5 × 0,5 м;
4 — внутренняя обшивка из ячеистых листов
размером 0,6 × 1,1 м; 5 — металлическая
сетка; 6 — изоляция из супертонкого волокна
из горных пород
Рис. 11.10. Установка дистанцирующих эле-
ментов на оребренных трубах
72
8
5
Æ
3
2
Æ
2
4
1
3
Газы
Рис. 11.9. Трубы с оребрением
для котлов-утилизаторов
292
ГЛАВА 11
от воды, которая вновь поступает в опускные трубы, а сухой насыщен-
ный пар по трубам 2 направляется в пароперегреватель.
Другие испарительные и нагревательные, как видно из рис. 11.12
и 11.13, поверхности устроены точно так же. Разница состоит лишь в том,
какая среда (вода или пар) в них движется и сколько рядов труб образует
поверхность.
Контрольные вопросы
1. Из каких основных элементов состоит котельная установка ПГУ ?
2. Почему котел-утилизатор ПГУ-450Т выполнен двухконтурным?
3. Для какой цели в тепловой схеме котельной установки ПГУ-450Т предусмот-
рены электронасосы рециркуляции питательной воды?
4. Для какой цели в тепловой схеме котельной установки ПГУ-450Т предусмот-
рены циркуляционные электронасосы испарителей?
17
1
2
3
4
6
13
14
II
7
5
12
16
I
15
11
10
8
9
Рис. 11.12. Конструкция горизонтального трехконтурного котла-утилизатора японской
фирмы Toshiba:
1, 3, 5 — барабаны высокого, среднего и низкого давлений соответственно; 2 — модуль
селективного каталитического восстановления оксидов азота; 4, 6, 16 — испарительные трубы
соответственно контуров среднего, низкого и высокого давлений; 7 — экономайзер контура
низкого давления; 8 — первый пакет труб экономайзера контуров высокого и среднего
давлений; 9 — пароперегреватель контура низкого давления (один ряд труб); 10 — второй пакет
труб экономайзера контура высокого давления; 11 — пароперегреватель контура среднего
давления (один ряд труб); 12 — второй пакет промежуточного пароперегревателя; 13 — второй
пакет пароперегревателя контура высокого давления; 14 — первый пакет промежуточного
пароперегревателя; 15 — первый пакет пароперегревателя высокого давления; 17 — опускная
труба; I — вход газов от ГТУ; II — выход газов из котла
293
Котельные установки парогазовых энергоблоков
5. В чем преимущества и недостатки используемых в ПГУ-450Т вертикальных
котлов-утилизаторов перед котлами горизонтальной компоновки?
6. Зачем на выходе из котла-утилизатора устанавливается дождевая заслонка?
Используется ли она при ненастной погоде при нормальной работе ПГУ-450Т?
7. На каких высотных отметках машинного зала ТЭЦ устанавливают деаэратор
и насосы котельной установки?
8. С какой целью выполняется наружное оребрение труб теплообменных
поверхностей котла-утилизатора ?
9. Как устроена обшивка котла-утилизатора ?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Утилизационные котельные установки для ГТЭ-110 / Ю.В . Петров, О.А . Довгий,
В.Н . Осипов и др. // Эффективное оборудование и новые технологии — в российскую
энергетику: сб. докладов / под общ. ред. Г.Г. Ольховского. М. : АООТ «ВТИ», 2001.
2. Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов /
А.Д . Трухний. М .: Издательский дом МЭИ, 2013.
3. Богачев А.Ф., Радин Ю.А., Герасимов О.Б. Особенности эксплуатации и повреждае-
мости котлов-утилизаторов бинарных парогазовых установок. М.: Энергоатомиздат,
2008.
1
3
4
6
2
7
5
12
11
10
8
9
Рис. 11.13. Внешний вид котла-утилизатора, показанного на рис. 11.12:
1 — входной патрубок; 2 — трубы, направляющие пар в первый пакет пароперегревателя высо-
кого давления; 3, 5, 6 — барабаны соответственно высокого, среднего и низкого давлений; 4 —
шумоглушители предохранительных клапанов; 7 — выходной патрубок; 8 — трубопроводы
пароводяной смеси; 9 — коллекторы испарительных труб контура высокого давления; 10 —
модуль поглощения оксидов азота; 11 — испаритель контура высокого давления; 12 — нижние
коллекторы труб поверхностей нагрева
294
Глава двенадцатая
ОСОБЕННОСТИ ПАРОВЫХ ТУРБИН И ПАРОТУРБИННЫХ
УСТАНОВОК ПАРОГАЗОВЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ
Содержание
12.1. Особенности паровых т рбин паро азовых энер обло ов
12.2. Особенности работы паровой т рбины в составе ПГУ-450Т
в онденсационном и теплофи ационном режимах
12.3. Конденсационная станов а и онстр ция онденсатора
12.4. Теплофи ационная станов а энер обло а ПГУ-450Т
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
12.1. Особенности паровых т рбин паро азовых энер обло ов
Паровые турбины ПГУ по принципу действия ничем не отличаются
от паровых турбин традиционных КЭС и ТЭЦ. Они состоят из несколь-
ких цилиндров, роторы которых соединены жесткими муфтами. Цилиндр
турбины включает в себя отсеки ступеней, в которых происходит преоб-
разование потенциальной энергии пара в кинетическую энергию враще-
ния валопровода. Конструкции этих элементов паровой турбины изло-
жены в гл. 8, содержание которой автор рекомендует посмотреть перед
изучением последующего материала.
Однако имеются и некоторые существенные особенности, связанные
в основном с использованием в качестве генератора пара котла-утилиза-
тора, а не энергетического котла.
Прежде всего, как мы знаем из гл. 11, котел-утилизатор производит пар
друх-трех различных давлений и температур. Поэтому паровая турбина
должна иметь отдельные паровпуски для пара этих параметров с соответ-
ствующими регулирующими и защитными органами. Энергетический котел
производит пар только одного давления. Далее, паровая турбина ПГУ
не имеет системы отборов пара для регенеративного подогрева рабочего
тела котла-утилизатора (конденсата). Связано это с тем, что в конденса-
торе паровой турбины образующийся из пара конденсат имеет
температуру 25—30 °С, а нагреть его до поступления в КУ следует только
до 60—65 °С (см., например, рис. 11.1). При большем нагреве будут уве-
личиваться температура выхлопных газов котла-утилизатора и умень-
шаться КПД КУ и ПГУ. В традиционной ПТУ с энергетическим котлом
нагрев питательной воды осуществляется с 25—30 до 240—280 °С
295
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
(см. § 2.3), и это самый действенный способ повышения экономичности
турбоустановки. Поэтому КПД ПТУ парогазовой установки невысок по
сравнению с КПД ПТУ традиционной ТЭС. Но надо помнить, что вся
мощность ПТУ ПГУ вырабатывается из «бросовой» тепловой мощности
выхлопных газов ГТУ, не способных к выработке механической мощ-
ности. Отсутствие системы регенерации приводит к очень существенному
упрощению тепловой схемы ПТУ парогазовой установки, а также ее экс-
плуатации.
Таким образом, если в традиционной паровой турбине расход пара
через ее последние ступени уменьшается на 30—35 % из-за отборов
пара на регенеративные подогреватели, то в паровой турбине ПГУ этот
расход увеличивается на 35— 40 % вследствие отсутствия системы реге-
нерации и подвода пара из контуров СД и НД котла-утилизатора. Это
обстоятельство приводит к тому, что для паровых турбин ПГУ даже отно-
сительно небольшой мощности (140—170 МВт) требуется использовать
для последней ступени рабочие лопатки предельной длины.
Другой особенностью паровой турбины ПГУ является полная зависи-
мость ее работы от функционирования котла-утилизатора, которое, в свою
очередь, диктуется режимом работы ГТУ. При работе ГТУ в диапазоне
примерно 50—100 % номинальной мощности регулирующие клапаны ВД,
СД и НД, установленные на подводе к паровой турбине, остаются полно-
стью открытыми (говорят, что паровая турбина работает на скользящих
параметрах пара, т.е. при изменяющихся давлении и температуре посту-
пающего пара). Тем не менее на входе пара во все цилиндры размещают
регулирующие клапаны, необходимые при пусках и остановах паровой
турбины, а также стопорные клапаны, используемые при аварийных
режимах.
В качестве примера паровой турбины для ПГУ рассмотрим конструк-
цию теплофикационной турбины Т-170-7,8, изготавливаемой ЛМЗ для
парогазового дубль-блока мощностью 450 МВт. Основой энергоблока
являются две ГТУ ГТЭ-160. Эти дубль-блоки широко используются
на парогазовых ТЭЦ России.
Одним из главных отличий турбины Т-170-7,8 от традиционных тур-
бин является уровень начальных параметров пара. Большинство традици-
онных теплофикационных паровых турбин выполнено на начальные
параметры 12,8 МПа, 540 °С. Значительная часть турбин в России, кото-
рые давно пора демонтировать, работают с начальными параметрами
8,8 МПа, 530 °С. Для традиционных паровых турбин этот уровень достиг-
нут в середине 40-х годов XX в. Рассматриваемая паровая турбина Т-170-7,8
имеет начальные параметры 7,8 МПа, 515 °С. Они продиктованы темпе-
ратурой выхлопных газов ГТУ: ясно, что поскольку, скажем, на номи-
нальном режиме температура выхлопных газов ГТУ составляет примерно
535 °С, то температура генерируемого в КУ пара никак не может быть
выше этой температуры. Чем ближе температура генерируемого пара
296
ГЛАВА 12
к температуре выхлопных газов ГТУ, тем бóльшая поверхность паропе-
регревателя КУ необходима, и, следовательно, для этого требуются бóль-
шие капиталовложения. Оптимальной оказывается разность температур
газов и пара на уровне 20 °С, отсюда и температура свежего пара перед
турбиной на номинальном режиме 515 °С, принятая при проектировании.
С этой начальной температурой связано выбранное при проектировании
начальное давление: для того чтобы влажность за последней ступенью
не была чрезмерно высокой, а эрозия ее рабочих лопаток интенсивной,
вместе со снижением начальной температуры необходимо уменьшить
и начальное давление, отсюда и следует начальное давление 7,8 МПа.
Таким образом, технические возможности ГТУ, а точнее температура
ее выхлопных газов, обусловили сравнительно невысокий уровень началь-
ных параметров турбины Т-170-7,8 и позволили при использовании
современных материалов и методов расчета создать простую, компакт-
ную и надежную паровую турбину для энергоблока ПГУ- 450Т.
На рис. 12.1 представлен продольный разрез турбины. Турбина выпол-
нена двухцилиндровой. Ее ЦВД — однопоточный, с петлевым движением
пара, ЦНД — симметричный, двухпоточный. Турбина не имеет промежу-
точного перегрева пара в КУ. Именно это обстоятельство позволило
выполнить турбину достаточно компактной и двухцилиндровой.
Свежий пар по двум паропроводам, идущим от каждого КУ, поступает
в нижнюю половину корпуса ЦВД (рис. 12.2), растекается в окружном
направлении по паровпускной камере 10 и, развернувшись по оси турбины,
поступает в сопловые каналы первой ступени. Далее пар проходит после-
довательно справа налево первые восемь ступеней проточной части ЦВД.
Каждая ступень (см. гл. 8) включает в себя диафрагму с вваренными
в нее сопловыми лопатками и диск цельнокованого ротора с рабочими
лопатками. Диафрагмы установлены в кольцевых расточках внутреннего
корпуса 4.
Пройдя первые восемь ступеней левого потока ЦВД, поток пара раз-
ворачивается на 180° и движется по кольцевому пространству между
внутренним 4 и внешним 7 корпусами (см. рис. 12
.
1). Преимущества
такой конструкции для высокотемпературной паровпускной зоны тур-
бины рассмотрены в гл. 8. Движущийся пар обтекает две зоны подвода
свежего пара, окоторых упоминалось выше, и поступает в кольцевую
камеру, из нее — в восемь ступеней правого потока. Диафрагмы этих сту-
пеней установлены в обоймах, а последние — непосредственно во внеш-
нем корпусе.
После расширения в описанных 16 ступенях пар попадает в камеру
смешения 8, в которую также снизу по патрубку 20 поступает пар из кон-
туров НД котлов-утилизаторов. Потоки пара смешиваются, и образую-
щийся единый поток направляется в последние четыре ступени ЦВД,
диафрагмы которых установлены в обойме.
297
Р
и
с
.
1
2
.
1
.
П
р
о
д
о
л
ь
н
ы
й
р
а
з
р
е
з
п
а
р
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
д
л
я
э
н
е
р
г
о
б
л
о
к
а
П
Г
У
-
4
5
0
Т
:
1
—
б
л
о
к
р
е
г
у
л
и
р
о
в
а
н
и
я
и
з
а
щ
и
т
ы
;
2
—
о
п
о
р
н
о
р
-
у
п
о
р
н
ы
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
;
3
—
ц
е
л
ь
н
о
к
о
в
а
н
ы
й
р
о
т
о
р
Ц
В
Д
;
4
—
в
н
у
т
р
е
н
н
и
й
к
о
р
п
у
с
Ц
В
Д
;
5
—
п
а
р
о
в
п
у
с
к
н
а
я
к
а
м
е
р
а
Ц
В
Д
;
6
—
о
б
о
й
м
а
д
и
а
ф
р
а
г
м
;
7
—
в
н
е
ш
н
и
й
к
о
р
п
у
с
Ц
В
Д
;
8
—
к
а
м
е
р
а
с
м
е
ш
е
н
и
я
;
9
—
р
е
с
и
в
е
р
н
а
я
т
р
у
б
а
;
1
0
—
о
п
о
р
н
ы
е
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
и
;
1
1
—
д
и
с
к
п
о
с
л
е
д
н
е
й
с
т
у
п
е
н
и
;
1
2
—
к
а
м
е
р
а
о
т
б
о
р
а
п
а
р
а
в
П
С
Г
-
1
;
1
3
—
к
а
м
е
р
а
п
а
р
о
в
п
у
с
к
а
Ц
Н
Д
;
1
4
—
р
е
г
у
л
и
р
у
ю
щ
а
я
д
и
а
ф
р
а
г
м
а
;
1
5
—
в
а
л
р
о
т
о
р
а
Ц
Н
Д
;
1
6
—
ф
у
н
-
д
а
м
е
н
т
н
ы
е
р
а
м
ы
;
1
7
—
в
ы
х
о
д
н
ы
е
п
а
т
р
у
б
к
и
Ц
Н
Д
;
1
8
—
с
р
е
д
н
я
я
ч
а
с
т
ь
Ц
Н
Д
;
1
9
—
п
а
т
р
у
б
о
к
о
т
б
о
р
а
п
а
р
а
в
П
С
Г
-
2
;
2
0
—
п
а
т
р
у
б
о
к
п
о
д
в
о
д
а
п
а
р
а
Н
Д
и
з
к
о
т
л
а
-
у
т
и
л
и
з
а
т
о
р
а
;
2
1
—
п
а
т
р
у
б
о
к
п
о
д
в
о
д
а
п
а
р
а
В
Д
и
з
к
о
т
л
а
-
у
т
и
л
и
з
а
т
о
р
а
;
2
2
—
Ц
В
Д
;
2
3
—
к
о
р
п
у
с
п
е
р
е
д
н
е
г
о
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
Ц
В
Д
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
3
1
4
1
5
1
0
1
0
1
9
2
0
2
1
2
2
2
3
1
6
1
6
1
6
1
0
1
7
1
8
1
2
1
1
1
7
1
0
298
ГЛАВА 12
Поперечный разрез по выходному патрубку ЦВД показан на рис. 12.3.
Из него пар выходит четырьмя потоками. В нижней половине внешнего
корпуса 9 расположено два патрубка, направляющих пар в верхний сете-
вой подогреватель ПСГ-2. Давление этого пара определяет его темпера-
туру конденсации и соответственно температуру сетевой воды на выходе
из ПСГ-2. В крышке 5 внешнего корпуса расположены два пароотводя-
щих патрубка, которые подают пар в две горизонтальные ресиверные
трубы, направляющие пар в середину двухпоточного ЦНД. На многих
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Пар от КУ-1
Пар от КУ-2
Рис. 12.2. Поперечный разрез паровой турбины по паровпуску:
1 — вал цельнокованого ротора; 2 — обойма среднего уплотнения; 3 — сопловые лопатки пер-
вой ступени турбины; 4 — поршневые кольца, допускающие взаимное тепловое вертикальное
перемещение внешнего и внутреннего корпусов; 5 — крышка внешнего корпуса ЦВД; 6 —
крышка внутреннего корпуса ЦВД; 7 — колпачковая гайка шпильки фланцевого разъема внут-
реннего корпуса; 8 — шпилька фланцевого разъема внешнего корпуса; 9 — фланцы внешнего
корпус а; 10 — паровпускная камера; 11 — нижняя половина внутреннего корпуса; 12 — нижняя
половина внешнего корпуса
299
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
режимах пар, выходящий из ЦВД, является влажным. Поэтому для сни-
жения влажности в ресиверных трубах устанавливают специальные пле-
ночные сепараторы.
Корпус ЦНД (см. рис. 12.1) выполнен также двойным. Пар из ре сивер-
ных труб поступает в кольцевое пространство 13, расположенное между
двумя симметричными проточными частями ЦНД. Каждый из потоков
проходит по две ступени и попадает в пространство 12, из которого часть
5
4
3
2
1
8
9
6
7
П
а
р
в
Ц
Н
Д
П
а
р
в
П
С
Г
3⁄4
1
0
3
0
Рис. 12.3. Поперечный разрез по выходному патрубку ЦВД турбины Т-170-7,8:
1 — вал ротора; 2 — диск вала; 3 — рабочие лопатки последней ступени; 4 — верхняя поло-
вина обоймы диафрагм последнего отсека проточной части ЦВД; 5 — крышка внешнего кор-
пуса ЦВД; 6 — шпилька; 7 — фланец; 8 — нижняя половина обоймы диафрагм последнего
отсека проточной части ЦВД; 9 — нижняя половина внешнего корпуса ЦВД
300
ГЛАВА 12
или практически весь пар (при работе в теплофикационном режиме)
направляется в нижний сетевой подогреватель ПСГ-1. Поскольку отборы
пара в сетевые подогреватели осуществляются перед первыми двумя сту-
пенями ЦНД и за ними, то этот отсек проточной части называют проме-
жуточным. Управляет потоком пара в ПСГ-1 специальная регулирующая
(поворотная) диафрагма 14.
Пар, поступивший в частично открытую регулирующую диафрагму, рас-
ширяется в последних двух ступенях каждого потока и направляется в два
симметричных выходных патрубка 17, а из них — в конденсатор турбины.
Длина рабочей лопатки последней ступени составляет всего 0,64 м,
что обеспечивает кольцевую площадь выхода одного потока пара 4,2 м2.
Это связано с тем, что турбина является теплофикационной, и большую
часть года она будет работать с минимальными пропусками пара в кон-
денсатор, для которых нет смысла использовать дорогостоящие лопатки
последней ступени большой длины, да еще и подверженные большей эрозии
из-за больших окружных скоростей лопатки. Это обеспечивает высокий
уровень надежности турбины, требует малых затрат на ремонт рабочих
лопаток, увеличивает межремонтный период.
Валопровод турбины состоит из двух роторов, каждый из которых уло-
жен в два опорных подшипника, воспринимающих радиальные нагрузки.
Корпус 23 переднего подшипника выполнен выносным. Его литая нижняя
часть устанавливается на фундаментную раму, залитую бетоном в верхнюю
фундаментную плиту 16 рамного железобетонного фундамента (не пока-
зан на рис. 12.1). Верхняя часть корпуса подшипника сварная. Вкладыш
переднего подшипника является комбинированным. Он содержит опорную
часть с баббитовой заливкой и упорные сегменты, с которыми через мас-
ляную пленку контактирует гребень ротора, передающий на них резуль-
тирующее осевое усилие от осевых сил, действующих в проточной части.
Для уменьшения этих сил потоки пара в проточной части ЦВД направ-
лены в разные стороны, а в дисках выполнены разгрузочные отверстия.
Корпус среднего подшипника выполнен встроенным. Его нижняя часть
с помощью подкосов вварена во внутренний обвод выходного патрубка
ЦНД, а крышка закрывается и стягивается по горизонтальному разъему
после укладки валопровода. В корпусе установлены задний опорный вкла-
дыш ротора ЦВД и передний опорный вкладыш ротора ЦНД. Между опор-
ными вкладышами размещается муфта с полумуфтами роторов, стягивае-
мыми болтами при сборке роторов в единый валопровод.
Аналогичным образом устроен и корпус заднего подшипника ЦНД,
на левый опорный вкладыш которого помещается правым концом ротор
ЦНД, а на правый — ротор электрогенератора, который не имеет собст-
венного левого подшипника.
Все корпуса подшипников имеют аварийные масляные емкости, обеспе-
чивающие смазку при выбеге ротора в случае возникновения аварийных
ситуаций на турбине. Нижние половины всех опорных вкладышей имеют
301
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
статический гидравлический подъем валопровода — отверстия, в которые
перед началом вращения ротора насосами подается масло под давлением
6—7 МПа, заставляющее валопровод подняться и не контактировать с
поверхностью вкладыша при малой частоте вращения. После разворота
валопровода гидравлический подъем отключают, и смазка осуществляется
за счет гидродинамических сил, возникающих в масляном слое.
По краям ЦВД, где ротор выходит из его корпуса, установлены конце-
вые уплотнения, препятствующие выходу пара в машинный зал, а в сред-
ней части ЦВД — среднее уплотнение, не допускающее большой утечки
пара в обвод первых восьми ступеней левого потока пара в проточной
части ЦВД.
ЦНД также имеет два концевых уплотнения, однако поскольку в его
выходных патрубках давление меньше атмосферного, то уплотнения
должны исключить присосы воздуха из атмосферы в эти патрубки, а из
них — в конденсатор. Для этого на уплотнения ЦНД подается пар из кол-
лектора, давление в котором чуть больше атмосферного.
Все утечки пара из концевых уплотнений утилизируются, отдавая
свою теплоту конденсации конденсату, направляемому в КУ.
Таблица 12.1
Технические характеристики паровой турбины Т-170-7,8
Показатель
Режим
теплофикационный конденсационный
Температура наружного воздуха, °С
+1,1
+15
Параметры пара высокого давления:
расход, т/ч
465,2
453,6
давление, МПа
7,37
7,22
температура, °С
506,7
512,7
Параметры пара низкого давления:
расход, т/ч
91,0
85,8
давление, МПа
0,548
0,534
температура, °С
223,9
221,7
Температура сетевой воды на входе, °С
47,8
—
Температура сетевой воды на выходе, °С
109,0
—
Расход сетевой воды, т/ч
5000
—
Расход циркуляционной воды, т/ч
9500
19 000
Начальная температура циркуляционной воды, °С
12,0
24,4
Мощность на выходах генератора, МВт
109,6
151,4
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
306,24
—
Удельный расход теплоты, ккал/кВтч
—
2690,2
КПД турбоустановки, %
—
31,9
302
ГЛАВА 12
Как видно из рис. 12.1, паровая турбина не имеет регенеративных отбо-
ров. Это связано с тем, что в КУ необходимо подать конденсат как можно
более низкой температуры (но не ниже 60 °С) для уменьшения темпера-
туры выхлопных газов КУ. Нагреть конденсат до 60 °С можно было бы
с помощью отбора пара из ЦНД, однако это проще сделать с помощью
рециркуляции конденсата из ГПК котла-утилизатора (см. гл. 11).
Основные расчетные техниче ские характеристики паровой турбины
Т-170-7,8 приведены в табл. 12.1.
12.2. Особенности работы паровой т рбины в составе ПГУ-450Т
в онденсационном и теплофи ационном режимах
Ранее неоднократно подчеркивалось, что ГТУ в ПГУ утилизационного
типа является активным элементом, задающим режим работы КУ и паро-
вой турбины, которые являются элементами пассивными. Это действи-
тельно в полной мере справедливо для ПГУ с конденсационной турби-
ной: при изменении режима работы ГТУ, т.е. изменении расхода ее газов
и их температуры устанавливается новый совместный режим работы КУ
и паровой турбины, и по следняя вырабатывает вполне определенную
электрическую мощность.
Иная картина реализуется в ПГУ с теплофикационной турбиной,
в частности в ПГУ-450Т. В ней КУ по-прежнему остается пассивным эле-
ментом и вырабатывает определенные количества тепловой энергии,
носителем которой является пар ВД и НД, поступающий в паровую тур-
бину. Эта тепловая энергия в паровой турбине частично превращается
в механическую энергию (и затем — в электрическую энергию в электро-
генераторе), а частично остается тепловой, но меняет свой теплоноси-
тель. В сетевых подогревателях она перейдет от конденсирующего пара
ксетевой воде, а в конденсаторе — в виде теплоты конденсации
к охлаждающей воде. Отсюда в соответствии с законом сохранения энер-
гии следует простая, но очень важная истина: нельзя при зафиксирован-
ном режиме ГТУ и КУ от паровой турбины получить тепловой и тем
более механической энергии больше, чем ее содержится в паре, посту-
пающем в турбину; кроме того, при увеличении отбираемой от турбины
тепловой энергии ее останется меньше для выработки электроэнергии,
а увеличение выработки электроэнергии влечет за собой снижение выра-
ботки тепла. Это хорошо видно из табл. 12.1: переход от конденсацион-
ного режима к теплофикационному сразу же снижает мощность турбин
с 151,4 до 109,6 МВт, но позволяет получить тепловую мощность
в 306,24 Гкал/ч. Органом, который управляет «распределением» тепло-
вой энергии пара, поступающего в турбину на выработку электроэнергии
и тепла, является регулирующая диафрагма в ЦНД (еще раз подчеркнем,
что сейчас идет речь о некотором зафиксированном режиме работы ГТУ).
На рис. 12.4 показаны зависимости отпускаемого тепла Q т и электри-
ческой мощности ПГУ NПГУ от температуры наружного воздуха t н.в
при
303
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
максимальной мощности двух или одной ГТУ. Максимальное количество
тепла можно получить при отключенной паровой турбине (кривая 1 или 3),
когда пар из КУ поступает не в паровую турбину, а через БРОУ в тепло-
фикационную установку. При этом мощность паровой турбины будет
равна нулю, а вся мощность ПГУ будет вырабатываться только двумя или
одной ГТУ и составит примерно 350 или 220 МВт.
Если подключить паровую турбину, но полностью закрыть регулирую-
щую диафрагму в целях получения максимальной тепловой мощности
Qт
, то последняя сразу же уменьшится (кривые 2 и 4), так как часть теп-
ловой энергии, подведенной к турбине, израсходуется на выработку
механической энергии всеми ступенями турбины, кроме двух последних.
Если регулирующую диафрагму открыть полностью, а теплофикаци-
онную установку отключить, то электрическая мощность будет макси-
мальной (кривые 5 и 6).
Таким образом, при зафиксированном режиме ГТУ тепловые и электри-
ческие нагрузки всей ПГУ нельзя изменять независимо, но их можно в опре-
деленной степени перераспределять с помощью регулирующей диафрагмы.
Однако, тем не менее, эту независимость частично можно реализовать,
если изменять мощность ГТУ и тем самым расход пара на турбину.
100
200
300
400
100
200
300
400
500
1
2
3
4
2
5
1
6
3
4
–40 –30
–20 –10
0
–40
–20
0
20
tн.в
,°С
tн.в
,°С
Qт
, Гкал/ч
NПГУ , МВт
1
1
2
2
3
3
4
4
5
6
а)
б)
Рис. 12.4. Зависимости максимальных тепловых (а) и электрических (б) нагрузок ПГУ-450Т
от температуры наружного воздуха в зависимости от состава работающего оборудования:
1 — две ГТУ в номинальном режиме, два КУ в теплофикационном режиме с отключенной
паровой турбиной; 2 — две ГТУ в номинальном режиме, два КУ и паровая турбина в тепло-
фикационном режиме с работой встроенного пучка конденсатора; 3 — одна ГТУ в номиналь-
ном режиме, один КУ в теплофикационном режиме с отключенной паровой турбиной; 4 — одна
ГТУ в номинальном режиме, один КУ и паровая турбина в теплофикационном режиме с работой
встроенного пучка конденсатора; 5 — две ГТУ в номинальном режиме, два КУ и паровая тур-
бина в чисто конденсационном режиме (без теплофикации); 6 — одна ГТУ в номинальном
режиме, один КУ и паровая турбина в чисто конденсационном режиме (без теплофикации)
304
ГЛАВА 12
12.3. Конденсационная станов а и онстр ция онденсатора
В гл. 2 рассмотрен принцип работы конденсатора. Он очень прост:
пар из турбины поступает на холодные трубки конденсатора, и, так как
внутри них постоянно протекает холодная вода, то пар конденсируется,
и конденсат стекает вниз. Отсюда образующийся конденсат постоянно
удаляется конденсатными насосами. Этот принцип реализован и в кон-
денсаторе турбины Т-170-7,8. Пар из двух потоков ЦНД (рис. 12.5)
направляется вниз в двухпоточный конденсатор, расположенный под тур-
биной, и конденсируется в нем. Однако по причинам, изложенным ниже,
для работы конденсатора необходима дополнительно сложная система,
которую называют конденсационной установкой. Кроме обеспечения кон-
денсации пара при низком давлении, конденсатор выполняет целый ряд
дополнительных функций.
Значительная часть парового пространства ЦНД, в частности выходные
патрубки, последние ступени и концевые уплотнения, работает под разре-
жением. Это приводит к тому, что, несмотря на все принимаемые меры,
внутрь турбины присасывается атмосферный воздух. Главными источни-
ками присосов воздуха являются неплотности фланцевых разъемов ЦНД
и недостаточная уплотненность концевых уплотнений по всей окружно-
сти вала. Сами присосы невелики и находятся на уровне нескольких
десятков килограммов в час (заметим для сравнения, что в конденсатор
турбины Т-170-7,8 поступает около 500 т пара в час). В отличие от воды
при тех температурах, которые существуют в конденсаторах (20—30 °С),
воздух является газом неконденсирующимся. Поэтому, если не принять
специальных мер, воздух будет накапливаться в паровом пространстве
конденсатора, давление в нем будет расти, и через короткое время работа
конденсатора станет невозможной. Поэтому конденсатор снабжают спе-
циальной установкой, постоянно отсасывающей тот воздух, который
поступает в ЦНД из атмосферы. Для отсоса воздуха из конденсатора тур-
бины Т-170-7,8 используют два водоструйных эжектора 4 (см. рис. 12.5).
От работы эжекторов, которые в любом случае отсасывают весь воз-
дух, поступающий в турбину с присосами, в значительной степени зави-
сит концентрация воздуха в паровом пространстве конденсатора. При
конденсации пара из паровоздушной смеси неконденсирующийся воздух
как бы обволакивает трубку, на которой идет конденсация, и из-за своей
малой теплопроводности создает термический барьер между конденси-
рующимся паром и металлической поверхностью трубки. В итоге конденса-
ция происходит не при температуре, которую имеет охлаждающая вода,
а при большей температуре. А более высокой температуре конденсации
(см. рис. 1.2) соответствует большее давление в конденсаторе и за
по следней ступенью турбины. Это уменьшает работоспособность пара
305
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
в турбине и снижает ее мощность. Полезно запомнить, что повышение дав-
ления в конденсаторе на 1 кПа снижает мощность паровой турбины при-
мерно на 1 % (для турбины Т-170-7,8 — на 1,5 МВт), а всего энергоблока
ПГУ-450Т примерно на 0,3 %, так как мощность паровой турбины
составляет примерно 1/3 мощности энергоблока.
II
I
I
II
III
III
VI
XII
XI
XI
VIII
IX
VII
X
1
2
3
4
6
5
IV
V
V
X
6
Рис. 12.5. Схема конденсационной установки паровой турбины Т-170-7,8 ЛМЗ:
1 — двухкорпусный конденсатор; 2 — основной трубный пучок; 3 — встроенный пучок для
нагрева подпиточной воды теплосети; 4 — водоструйные эжекторы отсоса воздуха из парового
пространства конденсатора; 5 — насосы рабочей воды эжекторов; 6 — бак для снабжения
насосов эжекторной установки водой высокого давления; I — пар из ЦНД турбины; II — цир-
куляционная вода из приямка градирни; III — циркуляционная вода в градирню; IV — конден-
сат из сепараторов влаги, установленных в ресиверных трубах; V — пар, сбрасываемый
изРОУ в обвод паровой турбины; VI — добавок воды в цикл из бака запаса конденсата; VII —
вода в водоподготовительную установку для подпитки теплосети; VIII — конденсат к конден-
сатным насосам I подъема; IX — воздух в атмосферу; X — паровоздушная смесь из парового
пространства конденсатора в камеру отсоса эжекторов; XI — рабочая вода эжекторов; XII —
подпиточная вода питьевого качества для теплосети
306
ГЛАВА 12
Важным отличием рассматриваемого конденсатора является использо-
вание так называемого встроенного пучка 3. Встроенным (имеется в виду
в конденсатор) он называется потому, что представляет собой отдельную
теплообменную поверхность точно такую же, как и основной пучок, но
снабженную отдельными водяными камерами и трубопроводами подвода
и отвода охлаждающей воды. В качестве последней используется подпи-
точная вода теплосети. Здесь необходимо пояснить одну особенность
теплоснабжения района, обслуживаемого Северо-Западной ТЭЦ. В гл. 4
рассмотрена так называемая закрытая система теплоснабжения, когда вся
подаваемая в городской район сетевая вода после использования ее тепла
возвращается на ТЭЦ (точнее, должна возвращаться). В частности, для
получения горячей бытовой воды (горячее водоснабжение) используются
теплообменники, установленные в тепловых узлах, в которых нагрева-
ется обычная водопроводная вода, подаваемая в квартиры. Горячее водо-
снабжение жилого района Северо-Западной ТЭЦ выполнено по-иному.
Для него используется часть прямой сетевой воды, которая напрямую,
без промежуточных теплообменников, подается в душевые и кухни квар-
тир. После использования эта вода сливается в канализацию и не возвраща-
ется на ТЭЦ. Таким образом, на ТЭЦ необходимо постоянно восполнять
эту потерю сетевой воды, а она для одного энергоблока может составлять
до 1000 т/ч, т.е. около 10 % всей нагреваемой сетевой воды. Поэтому
энергоблок снабжается мощной постоянно действующей водоподготови-
тельной установкой, подпитывающей теплосеть. Одна из основных опера-
ций при подготовке подпиточной воды — это ее термическая деаэрация.
Недеаэрированная сетевая вода быстро разрушает теплотрассы вследст-
вие наличия кислорода и протекания процессов коррозии. Для деаэра-
ции используются вакуумные термические деаэраторы, отличие которых от
деаэраторов, используемых для деаэрации основного конденсата, состоит
только в том, что она осуществляется при давлении, меньше атмосферного,
и поэтому не требует значительного нагрева деаэрируемой воды.
Другая особенность подпитки теплосети в условиях Северо-Западной
ТЭЦ состоит в том, что для этого используется водопроводная вода,
имеющая очень низкую температуру (примерно +5 °С). Именно эту
холодную подпиточную воду и удается нагреть во встроенном пучке
«бросовой» теплотой конденсации пара, поступающей в конденсатор.
При этом при нагреве подпиточной воды на 5—10 °С удается сэкономить
5—10 МВт тепловой энергии и соответственно сократить расход топлива
в камере сгорания ПГУ. В дальнейшем нагретая до 10—15 °С подпиточная
вода нагревается дополнительно в специальных теплообменниках, вклю-
ченных в линию рециркуляции ГПК, догревается сетевой водой в вакуум-
ном деаэраторе до насыщения и насосами подпитки подается в напорную
линию сетевых насосов I подъема.
Из числа дополнительных функций, выполняемых конденсатором,
укажем на прием пара из быстродействующей редукционно-охладитель-
307
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
ной установки (БРОУ) при неработающей турбине (но работающей кон-
денсационной установке), сепарата из сепараторов, установленных
в ресиверных трубах, и добавка воды в основной энергетический цикл.
Представление о конструкции кон д ен са тора турбины К-170-7,8 дает
рис. 12.6, на котором показан внешний вид конденсатора, если смотреть
на него вдоль оси турбины. Конденсатор состоит из двух одинаковых кор-
пусов. В поперечном сечении каждый корпус представляет собой прямо-
угольник с малой шириной основания, как показано на рис. 12.5. Оба кор-
пуса соединены патрубком для выравнивания давления в корпусах. Оси
охлаждающих трубок расположены поперек оси турбины.
Передняя водяная камера каждого корпуса имеет отдельные зоны для
подвода и отвода охлаждающей воды и подпиточной воды теплосети.
Охлаждающая вода подводится в верхнюю часть передней водяной
камеры 7. Из нее она поступает в конденсаторные трубки 5 первого хода,
расположенные в верхней части парового пространства конденсатора,
и затем в заднюю водяную камеру 3, разворачивается в ней на 180° и про-
ходит через охлаждающие трубки второго хода, расположенные в нижней
части парового пространства. Из них вода возвращается в нижнюю часть
передней водяной камеры и из нее — в градирню.
Аналогичным образом выполнен подвод и отвод подпиточной воды
теплосети через переднюю водяную камеру 8 теплофикационного пучка.
Конденсаторные трубки в паровом пространстве установлены с накло-
ном для увеличения интенсивности передачи теплоты от конденсирую-
щегося пара к охлаждающей воде.
Кор пу с 9 изготовлен из листовой стали. По краям корпуса установ-
лены трубные доски, в отверстиях которых завальцованы конденсатор-
ные трубки из медно-никелевого сплава (мельхиора) с содержанием
никеля 5 %. В трубном пучке одного корпуса содержится 5765 трубок
длиной 10 м. Для того чтобы трубки не провисали и не разрушались
от вибрации, в паровом пространстве установлены промежуточные труб-
ные доски 12, через отверстия в которых они заводятся при монтаже кон-
денсатора.
К корпусам 9 приварены горловины 2 (переходные патрубки), укреплен-
ные изнутри горизонтальными стяжками и ребрами, которые не допус-
кают чрезмерной деформации корпусов под действием атмосферного
давления. В переходном патрубке размещают пускосбросное устройство
10, принимающее после охлаждения свежий пар при пусковых операциях
и авариях с остановкой турбины.
К верхней части горловины также сваркой крепится выходной патру-
бок 1 турбины, из которого пар поступает в горловину и на конденсатор-
ные трубки. Конденсируясь на них, пар превращается в воду и собира-
ется на дне конденсатора, откуда откачивается конденсатным насосом.
308
ГЛАВА 12
Р
и
с
.
1
2
.
6
.
К
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
т
у
р
б
и
н
ы
К
-
1
7
0
-
7
,
8
Л
М
З
:
1
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
п
а
т
р
у
б
о
к
т
у
р
б
и
н
ы
;
2
—
г
о
р
л
о
в
и
н
а
;
3
—
з
а
д
н
я
я
в
о
д
я
н
а
я
к
а
м
е
р
а
;
4
—
у
р
о
в
е
н
ь
к
о
н
д
е
н
с
а
т
а
в
к
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
е
;
5
—
к
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
н
ы
е
т
р
у
б
к
и
;
6
—
п
р
у
ж
и
н
ы
;
7
—
п
е
р
е
д
н
я
я
в
о
д
я
н
а
я
к
а
м
е
р
а
о
с
н
о
в
н
о
г
о
т
р
у
б
н
о
г
о
п
у
ч
к
а
с
п
е
р
е
г
о
р
о
д
к
о
й
;
8
—
п
е
р
е
д
н
я
я
в
о
д
я
н
а
я
к
а
м
е
р
а
т
е
п
л
о
ф
и
к
а
ц
и
-
о
н
н
о
г
о
п
у
ч
к
а
;
9
—
к
о
р
п
у
с
к
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
а
;
1
0
—
п
у
с
к
о
с
б
р
о
с
н
о
е
у
с
т
р
о
й
с
т
в
о
;
1
1
—
т
р
у
б
н
ы
е
д
о
с
к
и
;
1
2
—
п
р
о
м
е
ж
у
т
о
ч
н
ы
е
т
р
у
б
н
ы
е
д
о
с
к
и
;
I
—
п
а
р
В
Д
и
з
п
а
р
о
п
р
о
в
о
д
о
в
с
в
е
ж
е
г
о
п
а
р
а
;
I
I
—
в
х
о
д
о
х
л
а
ж
д
а
ю
щ
е
й
в
о
д
ы
;
I
I
I
—
п
о
д
п
и
т
о
ч
н
а
я
в
о
д
а
;
I
V
—
в
ы
х
о
д
о
х
л
а
ж
д
а
ю
щ
е
й
в
о
д
ы
;
V
—
о
т
в
о
д
к
о
н
д
е
н
-
с
а
т
а
к
к
о
н
д
е
н
с
а
т
н
ы
м
н
а
с
о
с
а
м
;
V
I
—
о
т
с
о
с
п
а
р
о
в
о
з
д
у
ш
н
о
й
с
м
е
с
и
и
з
п
а
р
о
в
о
г
о
п
р
о
с
т
р
а
н
с
т
в
а
к
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
а
3
5
0
0
3
5
0
0
1
3
5
0
0
V
1
0
I
1
2
V
I
9
I
I
I
I
I
I
V
6
4
1
1
8
7
1
2
5
3
9
9
3
0
6
2
5
0
309
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
Технические данные конденсатора приведены ниже:
12.4. Теплофи ационная станов а энер обло а ПГУ-450Т
Водоподогревательная установка энергоблока ПГУ-450Т Северо-
Западной ТЭЦ представляет собой уникальную техническую разработку,
не имеющую аналогов. Ее тепловая схема показана на рис. 12.7.
Площадьсуммарнойповерхноститеплообмена,м2.................. 10000
Площадьповерхностивстроенныхпучков,м2...................... 1000
Числотрубок,шт. .............................................11530
Длинатрубок,м ..............................................10
Диаметритолщинастенкитрубок,мм............................28×1
Температураохлаждающейводы,°С .............................27
Давлениевконденсаторе,кПа .................................. 8,2
Расходохлаждающейводы,т/ч .................................. 19000
Масса охлаждающей воды в конденсаторе, т
......................
100
Массаконденсата,т ...........................................25
Масса воды в паровом пространстве при гидроиспытаниях, т
........
195
Пар НД
Пар ВД
БРОУ
ЦВД
ЦНД
Регулирующие
диафрагмы
Обратная
сетевая
вода
В конденсатор
В конденсатор
Прямая
сетевая
вода
ПСВ-1
ПСВ-2
ПСГ-2
ПСГ-1
СН-1
СН-2
Вакуумный
деаэратор
Декарбонизатор
Подпиточная
вода
Охладитель
конденсата
Подпиточный
насос
Рис. 12.7. Принципиальная тепловая схема водоподогревательной установки энергоблока
ПГУ-450Т
310
ГЛАВА 12
Тракт сетевой воды выполнен так, что ее нагрев осуществляется в преде-
лах машинного зала ТЭЦ без использования пиковых водогрейных котлов,
обычно устанавливаемых на ТЭЦ в отдельном здании.
Обратная сетевая вода сетевыми насосами I подъема СН-1 подается
для нагрева в трубную систему четырех последовательно установленных
сетевых подогревателей. В обычных условиях нагрев воды осуществля-
ется в двух сетевых подогревателях горизонтального типа ПСГ-1 и ПСГ-
2 конденсирующимся паром из теплофикационных отборов турбины.
Этот процесс подробно рассмотрен в гл. 3 и 4. В этих двух подогревате-
лях сетевую воду можно нагреть до 100—115°С. При холодной погоде
для дополнительного нагрева сетевой воды в качестве пикового источ-
ника тепла используется вертикальный сетевой подогреватель ПСВ-1,
который питается паром из контура НД котла-утилизатора. Расчетное
давление в нем на номинальном режиме составляет 0,62 МПа, что обес-
печивает требуемую температуру прямой сетевой воды (150 °С). Этот же
сетевой подогреватель может использоваться как конденсатор при пуске
котла.
В тех случаях, когда ПСГ-1 и ПСГ-2 не работают из-за отключения
паровой турбины по каким-то причинам, нагрев сетевой воды можно осу-
ществлять паром из контура ВД котла-утилизатора, снизив его давление
спомощью быстродействующей редукционно-охладительной установки
БРОУ и направив его в ПСВ-1 и ПСВ-2. Таким образом гарантируется
теплоснабжение потребителей от котлов-утилизаторов при неработаю-
щей паровой турбине. При таком режиме ПГУ работает как ГТУ-ТЭЦ,
обеспечивая высокий коэффициент использования топлива, но малую
выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Кроме того, БРОУ
используется для сброса пара в конденсатор в обвод турбины при пусках
и ее аварийных отключениях.
Конденсат греющего пара ПСГ-1 и ПСГ-2 собирается в отдельных
конденсатосборниках и с помощью сливных насосов прокачивается через
охладитель конденсата в конденсатор. Тем самым конденсат греющего
пара возвращается в тепловой цикл.
Подпиточная вода теплосети берется из городского водопровода,
нагревается во встроенном теплофикационном пучке конденсатора до 30—
45 °С и подается для нагрева в охладитель конденсата сетевых подогре-
вателей. Из него подпиточная вода поступает в декарбонизатор, в кото-
ром она освобождается от углекислоты, и затем в вакуумный деаэратор.
С помощью специального эжектора в последнем поддерживается вакуум.
Одновременно в деаэратор из коллектора подается прямая сетевая вода,
311
Особенности паровых турбин и паротурбинных установок парогазовых блоков
давление которой около 0,8 МПа, а температура 100—115 °С. Поэтому она
вскипает, а образующийся пар смешивается с подпиточной водой, нагре-
вая ее до температуры насыщения, при которой из нее выделяются рас-
творенные газы. Подготовленная таким образом подпиточная вода подпи-
точным насосом закачивается на вход ПСГ-1.
Контрольные вопросы
1. В чем различие начальных параметров паровой турбины энергоблока
ПГУ-450Т и паровых турбин паросиловых энергоблоков? Как это сказывается
на ресурсе паровой турбины?
2. Сколько цилиндров в паровой турбине энергоблока ПГУ-450Т?
3. В какой зоне паровой турбины подводится пар из контура низкого давления
котла-утилизатора?
4. Как в паровой турбине энергоблока ПГУ-450Т организованы отборы пара на
сетевые подогреватели?
5. Для какой цели в паровой турбине ПГУ-450Т используется регулирующая
диафрагма? В каком цилиндре турбины она установлена?
6. Возможно ли изменять электрическую мощность и тепловую нагрузку энер-
гоблока ПГУ-450Т независимо друг от друга при зафиксированном режиме
работы ГТУ?
7. Назовите основные элементы конденсационной установки энергоблока
ПГУ-450Т.
8. Для какой цели к паровому пространству конденсатора подключаются отса-
сывающие эжекторы?
9. Зачем конденсатор паровой турбины энергоблока ПГУ-450Т содержит встро-
енный пучок?
10. Назовите основные элементы конденсатора паровой турбины энергоблока
ПГУ-450Т.
11. Почему в теплофикационной установке энергоблока ПГУ-450Т не преду-
смотрена установка пиковых водогрейных котлов? Какие элементы выпол-
няют их функцию?
12. Как организована подпитка теплосети на энергоблоке ПГУ-450Т Северо-
Западной ТЭЦ?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ / А.Ф. Дьяков,
П.А . Березинец, М.К . Васильев и др. // Электрические станции. 1996. No 7. С. 11—16.
2. Создание и освоение отечественной теплофикационной парогазовой установки /
П.А . Березинец, В.М. Гриненко, И.В. Долинин и др. // Теплоэнергетика. 2011.No 6.
С. 4—9.
3. Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов /
А.Д . Трухний. М .: Издательский дом МЭИ, 2013.
4. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода для ПГУ / А.А . Гольд-
берг, Л.С . Иоффе, П.В . Коган и др.; под общ. ред. А .Ю . Култышева. Екатеринбург:
Априо, 2013.
312
Глава тринадцатая
УСТРОЙСТВО И ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ
ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК ТЭС И ТЭЦ
Содержание
13.1. Понятие о паро азовых энер етичес их техноло иях
и стройство простейшей ПГУ
13.2. Классифи ация ПГУ, их типы, преим щества и недостат и
13.3. Паро азовые станов и тилизационно о типа
13.4. Особенности тепловых схем и техноло ичес о о процесса
ПГУ-ТЭЦ
13.5. Техноло ичес ая схема и ф н ционирование паро азовой
эле тростанции
13.6. Преим щества и недостат и ПГУ, их место в зар бежной
энер ети е и тенденции развития
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
13.1. Понятие о паро азовых энер етичес их техноло иях
и стройство простейшей ПГУ
Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теп-
лота выхлопных газов ГТУ прямо или косвенно используется для выра-
ботки электроэнергии в паротурбинном цикле.
На рис. 13.1 показана принципиальная схема простейшей парогазовой
установки так называемого утилизационного типа. Выхлопные газы ГТУ
поступают в котел-утилизатор — теплообменник противоточного типа,
в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких парамет-
ров, направляемый в паровую турбину.
Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения,
в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными
трубами, внутри которых движется рабочее тело паротурбинной уста-
новки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-
утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2
и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель,
состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого примерно
наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно уста-
новленных вертикальных труб собственно испарителя 8. Испаритель рабо-
тает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы нахо-
дятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода
нагревается, частично испаряется, становится легче и поднимается вверх
в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой
313
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней
части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара
из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом
поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно прой-
дет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор
называется котлом с естественной циркуляцией.
В экономайзере происходит нагрев питательной воды практически
до температуры кипения (на 3—5 °С меньше, чем температура насыщен-
ного пара в барабане, определяемая давлением в нем). Из барабана сухой
насыщенный пар направляется в пароперегреватель, где перегревается
сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого
пара t0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов θ г
, поступающих
из газовой турбины (обычно на 25—30 °С).
Под схемой котла-утилизатора на рис. 13.1 показано изменение темпе-
ратур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Тем-
пература газов плавно уменьшается от значения θг на входе до значения
6
5
7
4
2
t
0
t
0
t
п.в
t
п.в
b
a
3
1
8
Топливо
Воздух
ГТУ
Газы
Газы
qг
t,q
qг
qух
qух
Пар
Пар
Котел-утилизатор
Паровая турбина
Вода
Рис. 13.1. Принципиальная схема простейшей ПГУ утилизационного типа:
1 — пароперегреватель; 2 — испаритель; 3 — экономайзер; 4 — барабан; 5 — конденсатор
паровой турбины; 6 — питательный насос; 7 — опускная труба испарителя; 8 — подъем-
ные трубы испарителя
314
ГЛАВА 13
температуры выхлопных газов θух
.
Температура движущейся навстречу
питательной воды повышается в экономайзере до температуры кипения
(точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает
в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее темпера-
тура не изменяется (процесс a—b). В точке b рабочее тело находится в
виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит
его перегрев до значения t0.
Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется
в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отра-
ботанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью
питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды,
направляется снова в котел-утилизатор.
Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки ПГУ
от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилиза-
торе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется
от выхлопных газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важ-
ных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС.
1. Температура выхлопных газов ГТУ θг практически однозначно
определяется температурой газов перед газовой турбиной [см. соотношение
(9.2)] и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В боль-
шинстве современных ГТУ, как видно из табл. 10.1, температура выхлоп-
ных газов составляет 530—580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с тем-
пературой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной
системы экономайзера при работе на природном газе температура пита-
тельной воды tп.в
на входе в котел-утилизатор не должна быть менее 60 °С.
Температура газов θух
, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем
температура tп.в
.
Реально она находится на уровне θух ≈ 100 °С, и, следо-
вательно, КПД котла-утилизатора составит
,
где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилиза-
тор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе
на газе обычный энергетический котел ТЭС (см. гл. 2) имеет КПД
на уровне 94 %. Таким образом, котел-утилизатор в ПГУ имеет КПД
существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.
2. Далее, КПД паротурбинной установки рассмотренной ПГУ сущест-
венно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано с тем, что ПТУ
ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе
не должна, так как повышение температуры tп.в
приведет к еще большему
снижению КПД котла-утилизатора.
Тем не менее при всем этом КПД ПГУ оказывается весьма высоким.
Для того чтобы убедиться в этом, рассмотрим ПГУ простой схемы
ηКУ
555 100
–
555 15
–
--- --- --- --- --- --- --- --
-
0,843
==
315
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
(рис. 13.2), причем при рассмотрении будем принимать далеко не самые
лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования.
Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество газа, из
которого получено QКС = 100 МВт⋅ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ
составляет 34 %. Это означает, что в ГТУ будет получено ЭГТУ =
=34МВт⋅ч электроэнергии. Количество теплоты
QКУ=QКС–ЭГТУ=100–34=66МВт⋅ч
поступает в котел-утилизатор. Пусть его КПД равен η КУ = 75 %. Тогда
в дымовую трубу из котла уйдет
Qух
= QКУ(1–ηКУ) =66(1–0,75)=16,5МВт⋅ч,
а количество теплоты QПТУ = QКУ – Qух
= 49,5 МВт⋅ч поступает в паротур-
бинную установку для преобразования в электроэнергию. Пусть ее КПД
всего лишь η ПТУ = 0,3, тогда электрогенератор паровой турбины выработает
ЭПТУ = QПТУ η ПТУ = 49,5æ0,3 = 14,85 МВт⋅ч
электроэнергии. Всего ПГУ выработает
Э=ЭГТУ +ЭПТУ = 34+14,85=48,85МВт⋅ч
электроэнергии, и, следовательно, КПД ПГУ η ПГУ = Э / Q КС = 0,4885, т.е.
около 49 %.
Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для
определения КПД ПГУ утилизационного типа:
ηПГУ =ηГТУ + (1 –ηГТУ)ηкуηПТУ.
(13.1)
Эта формула сразу же объясняет, почему ПГУ стали строиться лишь
в последние 30 лет. Действительно, если к примеру взять ГТУ типа ГТ-100-3М,
две из которых работают и сегодня на Электрогорской ГРЭС, то ее КПД
ηГТУ = 28,5 %, а температура за ГТУ θг
= 398 °С. При такой температуре
QКС = 100 МВтæч
ЭГТУ = 34 МВтæч
ЭПТУ = 14,85 МВтæч
QГТУ = 49,5 МВтæч
QКУ =66МВтæч
Qух
=16,5МВтæч
hГТУ = 34%
hКУ=75%
hПТУ=30%
Рис. 13.2. Превращения теплоты в работу в простейшей ПГУ утилизационного типа
316
ГЛАВА 13
газов в котле-утилизаторе можно получить пар с температурой около 370 °С,
и КПД паротурбинной установки будет составлять примерно 14 %. Тогда
при η КУ = 0,75 КПД ПГУ составит
η ПГУ = (1 – 0,285)æ0,75æ0,14 = 0,36,
и целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с
большей экономичностью. Строительство ПГУ стало экономически
оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые
имеют не только высокий КПД, но и обеспечивают условия для реализа-
ции паротурбинного цикла высокой экономичности.
Из соотношения (13.1) можно получить соотношение между мощно-
стями газотурбинной и паротурбинной частями утилизационной ПГУ:
,
(13.2)
т.е. в ПГУ это отношение определяется только КПД элементов ПГУ. Для
рассмотренного выше примера
,
т.е. в ПГУ мощность ГТУ примерно вдвое выше, чем мощность паровой
турбины. Именно это соотношение позволяет объяснить, почему ПГУ-450Т
состоит из двух ГТУ и одной паровой турбины мощностью примерно по
150 МВт.
Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 13.3,
на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок
состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens, каждая
из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой
котел-утилизатор 8. Пар, генерируемый этими котлами, поступает в одну
паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, располо-
женным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой
энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая
турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффу-
зором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную)
дымовую трубу 12 и газоплотный шибер 6. Шибер позволяет отсечь
котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу
в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках
в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, гене-
раторе и т.д.), когда ее требуется отключить. В этом случае мощность
энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может
нести нагрузку 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Бай-
пасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью
шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся
на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соот-
ветствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую
турбину.
NГТУ
NПТУ
---- --------
ηГТУ
1 ηГТУ
–
()
ηКУηПТУ
------------- ---------------- -----------------
=
NГТУ
NПТУ
------------
0,34
1 0,34
–
()
æ 0,75 æ0,3
---- ----------------- ---------------- -------
2,3 2
≈
==
317
Р
и
с
.
1
3
.
3
.
У
с
т
р
о
й
с
т
в
о
э
л
е
к
т
р
о
с
т
а
н
ц
и
и
с
П
Г
У
(
п
р
о
с
п
е
к
т
ф
и
р
м
ы
S
i
e
m
e
n
s
)
:
1
—
к
о
м
п
л
е
к
с
н
о
е
в
о
з
д
у
х
о
о
ч
и
с
т
и
т
е
л
ь
н
о
е
у
с
т
р
о
й
с
т
в
о
;
2
—
б
л
о
ч
н
ы
й
т
р
а
н
с
ф
о
р
м
а
т
о
р
;
3
—
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
Г
Т
У
;
4
—
Г
Т
У
т
и
п
а
V
9
4
.
2
;
5
—
в
ы
х
о
д
н
о
й
д
и
ф
ф
у
з
о
р
о
т
г
а
з
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
к
б
а
й
п
а
с
н
о
й
т
р
у
б
е
;
6
—
ш
и
б
е
р
н
а
я
з
а
д
в
и
ж
к
а
;
7
—
д
е
а
э
р
а
т
о
р
;
8
—
к
о
т
е
л
-
у
т
и
л
и
з
а
т
о
р
в
е
р
т
и
к
а
л
ь
н
о
г
о
т
и
п
а
;
9
—
э
л
е
к
т
р
о
-
г
е
н
е
р
а
т
о
р
п
а
р
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
0
—
п
а
р
о
в
а
я
т
у
р
б
и
н
а
;
1
1
—
д
о
ж
д
е
в
а
я
з
а
с
л
о
н
к
а
к
о
т
л
а
-
у
т
и
л
и
з
а
т
о
р
а
;
1
2
—
б
а
й
п
а
с
н
а
я
т
р
у
б
а
;
1
3
—
п
о
м
е
щ
е
н
и
е
д
л
я
о
б
о
р
у
-
д
о
в
а
н
и
я
о
ч
и
с
т
к
и
ж
и
д
к
о
г
о
т
о
п
л
и
в
а
;
1
4
—
б
а
к
и
ж
и
д
к
о
г
о
т
о
п
л
и
в
а
1
318
ГЛАВА 13
При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы
ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.
Газоплотный шибер имеет большую площадь сечения, представляет
собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому
является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянной теплоты
через неплотности означает снижение экономичности энергоблока при-
мерно на 0,3 %. Поэтому часто отказываются от установки байпасной
трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.
Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один
деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора
паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.
13.2. Классифи ация ПГУ, их типы, преим щества и недостат и
Выше описана ПГУ самого простого и самого распространенного типа —
утилизационного. Однако многообразие ПГУ столь велико, что нет возмож-
ности рассмотреть их в полном объеме. Поэтому ниже рассмотрим основ-
ные типы ПГУ, интересные для нас либо с принципиальной, либо
с практиче ской точки зрения. Одновременно попытаемся привести
их классификацию, которая, как и всякая классификация, будет условной.
По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикаци-
онные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые —
служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых
к паровой турбине.
По количеству рабочих тел,
используемых в ПГУ, их делят на
бинарные и монарные. В бинарных
установках рабочие тела газотурбин-
ного цикла (воздух и продукты сго-
рания топлива) и паротурбинной
установки (вода и водяной пар)
разделены. В монарных установках
рабочим телом турбины является
смесь
продуктов
сгорания
и водяного пара.
Схема монарной ПГУ показана
на рис.13.4
. Выходные газы ГТУ
направляются в котел-утилизатор,
в который подается вода питатель-
ным насосом 5. Получаемый на
выходе пар поступает в камеру сго-
рания 2, смешивается с продуктами
сгорания, и образующаяся однород-
ная смесь направляется в газовую
(правильнее сказать — в газопа-
ровую) турбину 3. Смысл этого
3
1
4
2
5
6
Воздух
Топливо
Продукты сго-
рания и пар
Вода
Рис. 13.4. Принципиальная схема монарной
ПГУ:
1 — компрессор; 2 — камера сгорания; 3 —
газопаровая турбина; 4 — котел-утилизатор;
5 — питательный насос; 6 — водоподготови-
тельная установка
319
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
понятен: часть теплоты, необходимой для получения требуемой темпера-
туры перед газопаровой турбиной, подводится от выхлопных газов ГТУ.
Поскольку газопаровая смесь покидает котел-утилизатор в виде пара, то
теплота конденсации водяного пара, полученная им в котле и составляю-
щая значительную величину, уходит в дымовую трубу.
Главным преимуществом монарных ПГУ с вводом пара в ГТУ явля-
ется их компактность, вызванная отсутствием паровой турбины и ее
вспомогательного оборудования.
Техниче ская трудность организации конденсации пара из парогазо-
вой сме си и связанная с этим необходимость постоянной работы мощ-
ной водоподготовительной установки являются главными недостатками
ПГУ монарного типа.
За рубежом описанная монарная установка получила название STIG
(Steam Iniected Gas Turbine). Их строит в основном фирма General Electric
в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности.
Отмеченные выше недостатки не привели к широкому распростране-
нию монарных ПГУ, по крайней мере для целей производства электро-
энергии на мощных ТЭС.
Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие
бинарные ПГУ можно разделить на пять типов.
Утилизационные ПГУ. В этих установках теплота выхлопных газов
ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких
параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преиму-
ще ствами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая
экономичность (их КПД уже достиг 61 %), существенно меньшие капита-
ловложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные
выбросы, высокая маневренность. Как показано выше, для утилизацион-
ных ПГУ требуются высокоэкономичные высокотемпературные газовые
турбины с высокой температурой выхлопных газов для получения пара
высоких параметров для паротурбинной установки. Современные ГТУ,
отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном
газе, либо на жидком топливе легких сортов.
ПГУ со сбросом выхлопных газов ГТУ в энергетический котел.
Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными», или ПГУ с низконапор-
ным парогенератором (рис. 13.5). В них теплота выхлопных газов ГТУ,
содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергети-
ческий котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентилято-
рами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухо-
подогревателе котла, так как выхлопные газы ГТУ имеют высокую
температуру. При этом в выходной шахте котла (или за ним) необходимо
установить теплообменники, охлаждающие выхлопные газы котла. Обычно
такими теплообменниками служат газовые подогреватели питательной
воды. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность
использования в паротурбинном цикле недорогого энергетического твер-
дого топлива.
320
ГЛАВА 13
В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания
ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 13.5), причем ГТУ работает на
легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел —
на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуются два термодинамических
цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом,
преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ,
т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел —
как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако
достаточно высокое содержание кислорода в выхлопных газах ГТУ,
а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффи-
циент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбин-
ного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ — 1/3
(вотличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное).
Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно
%,
т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ориентировочно
можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом эко-
номия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое
меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.
Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как
необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при
выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсут-
ствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие
газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагре-
вающих воздух перед подачей его в энергетический котел.
2
1
3
4
Дымовые газы
Любое
органическое
топливо
Воздух
Газ
ГТУ
Рис. 13.5. Схема сбросной ПГУ:
1 — энергетический котел; 2 — паровая турбина; 3 — кон-
денсатор; 4 — питательный насос
ηПГУ
2
3
--
-
40
1
3
--
-
50
+
43,3
==
321
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
В Нидерландах реконструирован паротурбинный энергоблок мощно-
стью 500 МВт на парамет ры 18,6 МПа, 540/535 °С, работавший на лег-
ком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД 41,3%,
за счет его надстройки ГТУ 13Е фирмы АВВ мощностью 140 МВт, имев-
шей КПД 33 %. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД
45,86 %. Таким образом, достигнута экономия топлива 11 %.
В России по сбросной схеме работают две электостанции. На Тюмен-
ской ТЭЦ-2 установлены два энергоблока ПГУ-215 с ГТУ SGT5-1000F
фирмы Siemens, а на Рязанской ГРЭС — ПГУ с ГТУ-110 фирмы «Сатурн»
и стандартной паровой турбиной К-300 -23,5 ЛМЗ.
ПГУ с «вытеснением» регенерации. Идея такой ПГУ состоит в том,
что регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для
подогрева питательной воды энергетического котла используется теплота
выхлопных газов ГТУ (рис. 13.6). Сэкономленный пар отборов служит
для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теп-
лота конденсации сэкономленного пара теряется в конденсаторе, а не
возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономично сти
возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия топлива
за счет уменьшения потери теплоты с выхлопными газами ГТУ. ПГУ
с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около
4 %), однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок
7
6
8
5
2
3
Паровая турбина
Уголь
Пар из турбины
Пар из турбины
Газ Воздух
ГТУ
В дымовую
трубу
4
1
9
Рис. 13.6. Принципиальная схема ПГУ с вытеснением регенерации:
1 — энергетический котел; 2 — деаэратор; 3 — конденсатор; 4 — группа ПНД; 5 — питатель-
ный насос; 6 — группа ПВД; 7 — газовый подогреватель конденсата низкого давления; 8 —
газовый подогреватель питательной воды; 9 — конденсатный насос
322
ГЛАВА 13
с минимальными переделками. Кроме того, эта схема очень удобна для
быстрого получения пиковой мощности за счет ввода дополнительной
ГТУ и увеличения мощности паровой турбины вследствие отключения
отборов пара.
В ПГУ с параллельной схемой (рис. 13.7) пар для паровой турбины
вырабатывается параллельно котлом-утилизатором, подключенным к ГТУ,
и традиционным энергетическим котлом. Примером реализации такой
схемы может быть энергоблок ТЭЦ «Альтбах Дейцизау» (Германия).
Паросиловой энергоблок мощностью примерно 300 МВт, работающий
на угле, включал в себя энергетический котел на сверхкритическое
начальное давление и промежуточный перегрев пара. К нему подключили
котел-утилизатор, питаемый от ГТУ мощностью 65 МВт и подающий пар
в ЦСД турбины. В результате мощность энергоблока возросла примерно
на 48 МВт, а КПД составил 43,5 %.
В ПГУ с параллельной схемой реализован принцип двух независимых
тепловых циклов — паросилового и парогазового утилизационного,
и поэтому его КПД определяется соотношением
,
гд е β — доля теплоты, подведенной в камеру сгорания ГТУ,
от суммарной теплоты, подведенной к ГТУ и ПСУ.
Котел-утилизатор
ГТУ
Газообразное
топливо
Пар
в конденсатор
Паровая
турбина
Воздух
Любое
топливо
Воздух
Уходящие
газы
Энергетический
котел
Рис. 13.7. ПГУ с параллельной схемой
ηПГУ
п.с
βηПГУ
ут
1β
–
()
η
ПСУ
+
=
323
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Параллельная схема чаще всего используется для модернизации уста-
ревших ТЭС с поперечными связями (с общим коллектором свежего
пара). При этом часть пара, производимого энергетическими котлами,
«вытесняется» паром, вырабатываемым котлами-утилизаторами, за счет
чего и возникает экономия топлива. Конечно, при этом повышается и
мощность ТЭС. Важно также, что в энергетическом котле может сжи-
гаться любое топливо.
ПГУ со сжиганием дополнительного топлива в котле-утилизаторе
кратко называют «ПГУ с дожиганием». Они содержат все атрибуты обыч-
ной утилизационной ПГУ с добавлением дополнительных горелок в
котле-утилизаторе. Их размещают либо на входе в КУ, либо между
какими-то поверхностями нагрева.
Ясно, что сжигание дополнительного топлива в котле-утилизаторе при-
водит к уменьшению экономичности ПГУ по сравнению со сжиганием
этого дополнительного топлива в камере сгорания ГТУ. Тем не менее это
дополнительное сжигание в ряде случаев может оказаться целесообраз-
ным. Это, например, относится к необходимости получения дополнитель-
ного тепла от ПГУ-ТЭУ, поддержания достаточно высокой температуры
перед паровой турбиной во избежание эрозии рабочих лопаток последних
ступеней при уменьшении мощности ГТУ, выработки пиковой мощности
в утренние часы.
13.3. Паро азовые станов и тилизационно о типа
Парогазовые установки утилизационного типа являются преобладаю-
щими благодаря своей простоте и высокой экономичности. Они так же,
как и ГТУ, обладают большим разнообразием.
В § 13.1 рассмотрена так называемая одноконтурная утилизационная
ПГУ (см. рис. 13.1). Через поверхности нагрева котла-утилизатора (эконо-
майзер, испаритель, пароперегреватель) такой ПГУ проходит одинаковое
количество рабочего тела (воды и пара). При этом обнаруживается её
серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворения двух
противоречивых требований. С одной стороны, КУ должен генерировать
пар высоких параметров, в первую очередь высокой температуры, для того
чтобы обеспечить высокую экономичность ПТУ. Но запас тепловой энер-
гии, содержащийся в выхлопных газах ГТУ, может обеспечить эти пара-
метры только при малых расходах питательной воды. Но тогда этот расход
не может охладить газы, поступающие в котел, до низкой температуры,
и поэтому уменьшается КПД котла-утилизатора (который и без того
невысок). С другой стороны, пропуск большого количества питательной
воды хотя и обеспечивает низкую температуру выхлопных газов котла и его
высокую экономичность, но не позволяет получить высокие параметры пара
за ним, что приводит к снижению КПД ПТУ. Отсюда возникает идея:
необходимо через «хвостовые» поверхности котла (по газу) пропускать
324
ГЛАВА 13
большее количество воды, чем через входные. Так родилась идея двухкон-
турного котла-утилизатора, схема которого в составе двухконтурной
ПГУ показана на рис. 13.8.
Конденсат из конденсатора паровой турбины питательным насосом
низкого давления ПН НД подается в экономайзер контура низкого давле-
ния, который обычно называют газовым подогревателем конденсата
ГПК. Часть конденсата (25—30 %), нагретого в ГПК почти до темпера-
туры кипения, подается в барабан низкого давления 1, где он испаряется.
Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель ПП контура низ-
кого давления и из него направляется в ЦНД паровой турбины. Бóльшая
часть питательной воды сжимается питательным насосом высокого дав-
ления ПН ВД и подается в контур высокого давления, состоящий из эко-
номайзера ЭК, испарителя ИСП и пароперегревателя ПП. Полученный
пар высокого давления направляется в ЦВД паровой турбины. Пройдя
ЦВД, он смешивается с паром из контура низкого давления, и суммарный
расход пара поступает в ЦНД.
По описанной двухконтурной схеме выполняется подавляющее число
построенных в России утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД 50—
52 %.
Самые современные ПГУ выполняются трехконтурными. Увеличение
числа контуров более трех нецелесообразно, так как выигрыш в эконо-
мичности не окупается ростом капиталовложений.
И двухконтурная, и трехконтурная ПГУ могут быть выполнены без
промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара в котле-
утилизаторе, однако, как правило, промежуточный перегрев используют
1
2
ПН ВД
ПН НД
ПП ИСП ЭК
ПП
ИСП ГПК
Контур ВД
Контур НД
Рис. 13.8. Схема двухконтурной утилизационной ПГУ:
1 — барабан контура НД; 2 — барабан контура ВД
325
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
в трехконтурных ПГУ. Как и в традиционных ПТУ, главная цель проме-
жуточного перегрева в ПГУ — обеспечить допустимую влажность в
последних ступенях паровой турбины. При правильном выборе давления
в промежуточном пароперегревателе повышается и экономичность ПГУ.
На рис. 13.9 показана схема трехконтурной ПГУ с промежуточным
перегревом пара с указанием основных параметров. Она выполнена на
базе ГТУ типа 701F фирмы Westinghouse (США) с начальной температу-
рой 1260 °С и температурой выхлопных газов 550 °С. ГТУ развивает
мощность 234,2 МВт при КПД 36,6 %. Выхлопные газы ГТУ из трехкон-
турного котла-утилизатора 23, двигаясь к выходу, отдают свое тепло
рабочему телу, поступающему из конденсатора 4 паровой турбины.
1
2
3
4
5
6
7
550 °C
9
8
10
11
18
17
16
15
14
13
12
19
20
21
qyx
=102 °C
22
23
24
25
26
27
10,6 МПа, 518 °С, 23 т/ч
2,8 МПа, 295 °С, 62 т/ч
0,4 МПа, 207 °С, 48 т/ч
ГТУ
Топливо
Рис. 13.9. Принципиальная схема трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара
(разработка фирмы Westinghouse):
1 — ЦВД паровой турбины; 2 — ЦНД паровой турбины; 3 — электрогенератор паровой тур-
бины; 4 — конденсатор; 5 — питательный насос низкого давления; 6 — КВОУ; 7 — электроге-
нератор ГТУ; 8 — камера сгорания; 9 — нагреватель природного газа; 10 — выходная часть
пароперегревателя контура высокого давления; 11 — промежуточный пароперегреватель; 12 —
входная часть пароперегревателя контура высокого давления; 13 — испаритель высокого давле-
ния; 14 — пароперегреватель контура среднего давления; 15 — выходная часть экономайзера
среднего давления; 16 — испаритель среднего давления; 17 — пароперегреватель контура низ-
кого давления; 18 — входная часть экономайзера среднего давления; 19 — питательный насос
высокого давления; 20 — питательный насос среднего давления; 21 — испаритель низкого дав-
ления; 22 — ГПК; 23 — котел-утилизатор; 24 — барабан низкого давления; 25 — экономайзер
среднего давления; 26 — барабан среднего давления; 27 — барабан высокого давления
326
ГЛАВА 13
В результате температура выхлопных газов за котлом составляет 102 °С,
а его КПД
η КУ = (550 – 102)/(550 – 15) = 0,826.
Внутри котла-утилизатора размещены трубчатые поверхности нагрева
в виде отдельных пакетов, причем их чередование согласуется с умень-
шающейся температурой греющих газов; это обеспечивает максималь-
ную передачу тепла от газов к рабочему телу.
Проследим процесс генерации пара в котле-утилизаторе. Питательный
насос низкого давления 5 создает давление в барабане контура низкого давле-
ния 24 и соответственно на выходе из контура (перед входом в середину ЦНД
2 паровой турбины). Конденсат в количестве 349 т/ч подается в ГПК 22,
нагревается в нем и поступает в барабан низкого давления 24. Этот барабан
одновременно является деаэратором, и подготовленная в нем деаэрированная
питательная вода обеспечивает питание всех контуров котла.
Часть питательной воды в количестве 48 т/ч, т.е. примерно 14 %, испа-
ряется в испарителе низкого давления 21, перегревается в пароперегрева-
теле 17 и затем с параметрами 0,4 МПа и 207 °С направляется в ЦНД 2
паровой турбины. Остальная питательная вода поступает к питательному
насосу среднего давления 20 и питательному насосу высокого давления 19.
На выходе из насоса 20 поток воды разделяется. Часть его направ-
ляется в нагреватель газа 9, в котором он нагревает (ведь вода имеет
температуру 207 °С) природный газ, идущий в камеру сгорания ГТУ.
Охладившаяся вода, имеющая достаточную температуру, смешивается
с конденсатом, подаваемым насосом 5, и затем снова возвращается в ГПК
22 котла. Создание такой петли рециркуляции с нагревом топливного газа
позволяет увеличить расход воды через ГПК и глубже охладить уходящие
газы котла-утилизатора. В целом это приводит к экономии топлива ПГУ
на 0,4—0,5 %. Другая часть питательной воды насосом 20 подается в эко-
номайзер 25, из него — в барабан контура среднего давления 26, затем
в пароперегреватель 14. Таким образом, контур среднего давления генери-
рует пар в количестве 62 т/ч (т.е. примерно 18 %) с параметрами 2,8 МПа
и 295 °С. Этот пар направляется не в паровую турбину, а на смешение
с паром, покинувшим ЦВД паровой турбины 1. Образовавшаяся смесь
в общем количестве 301 т/ч направляется в выходную часть 11 паропере-
гревателя среднего давления, и из него с температурой 518 °С пар посту-
пает на вход в ЦНД паровой турбины.
Питательный насос высокого давления 19 сжимает воду, поступаю-
щую из барабана 24, примерно до 12 МПа и подает ее в последовательно
расположенные поверхности 18 и 15 экономайзера контура высокого дав-
ления. Из него вода идет в барабан контура высокого давления 27, испа-
ряется в нем и поступает в пароперегреватель высокого давления, обра-
зованный поверхностями 12 и 10. В результате свежий пар в количестве
239 т/ч с параметрами 10,6 МПа и 518 °С покидает контур высокого дав-
ления котла и направляется в ЦВД 1 паровой турбины.
327
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Таким образом, в паровую турбину поступает три потока пара: све-
жий пар в количестве 239 т/ч с параметрами, указанными выше, вторично
перегретый пар в количестве 301 т/ч с параметрами примерно 2,5 МПа
и 518 °С и пар низкого давления в количе стве 48 т/ч с параметрами
0,4 МПа и 207 °С. Эти три потока пара обеспечивают мощность паровой
турбины 140 МВт.
В итоге рассмотренная трехконтурная ПГУ с промежуточным перегре-
вом пара развивает мощность 374 МВт и имеет КПД 54 %.
Ранее отмечалось, что в утилизационной ПГУ в паротурбинном цикле,
включающем в себя котел-утилизатор и ПТУ (паровая турбина + конден-
сатор), вырабатывается только 1/3 мощности. Это, однако, не означает,
что паротурбинный контур менее значим для ПГУ, чем газотурбинный.
Ведь сама по себе ГТУ, даже с КПД 40 %, не выдерживает конкуренции
с обычной ТЭС, и именно в паротурбинном контуре создается тот добавок
экономичности, который существенно повышает конкурентоспособность
ПГУ. Отсюда и следуют все усложнения котла-утилизатора и стремление
повысить начальные параметры пара и снизить давление в конденсаторе
паровой турбины. На рис. 13.10, по данным фирмы Siemens, показано влия-
ние этих факторов на изменение экономичности ПГУ. Для всех сравнивае-
мых вариантов принята одна и та же ГТУ, на выходе которой температура
газов составляет 582 °С, а давление в конденсаторе — 4 кПа. В качестве
базового варианта для сравнения принята (столбец 2 на рис. 13.10) двухкон-
турная ПГУ с паровой турбиной, имеющей начальные параметры 8 МПа
и 540 °С.
Столбцы 1—5 относятся к докритическим параметрам пара. Видно,
что одноконтурная ПГУ без промежуточного перегрева имеет КПД
на 1,75 % (абс.) меньше, чем двухконтурная. Это объясняет, почему сей-
2
1
0
∆h,%
3
4
–1
–2
–1,75 0
+0,5 +0,6
+0,6
+1,2
+1,9
+2,3 +2,4
Докритические
параметры пара
Сверхкритические
параметры пара
2
34 567
8
9
1
Рис. 13.10. Влияние параметров паротурбинного цикла на изменение абсолютного КПД
ПГУ (по данным фирмы Siemens):
1, 6 — одноконтурная ПГУ; 2, 7 — двухконтурная ПГУ без промежуточного перегрева; 3, 8 —
одноконтурная ПГУ с промежуточным перегревом; 4, 9 — трехконтурная ПГУ без промежу-
точного перегрева; 5 — трехконтурная ПГУ с промежуточным перегревом
328
ГЛАВА 13
час одноконтурные ПГУ не строятся. Однако введение промежуточного
перегрева даже в одноконтурной ПГУ (столбец 3) дает прирост КПД
в 2,25 %. Двухконтурная ПГУ с промперегревом и трехконтурная ПГУ
без него (столбцы 3 и 4) практически эквивалентны. Наибольший эффект
дает использование схемы ПГУ с трехконтурным котлом-утилизатором
и промежуточным перегревом пара (столбец 5).
Существенные резервы повышения экономичности имеются при исполь-
зовании сверхкритических параметров пара (см. столбцы 6—9 на рис. 13.10).
Однако всегда необходимо помнить, что при этом существенно увеличи-
ваются и капитальные вложения.
По числу валов турбогенераторов ПГУ делят на одновальные и много-
вальные. Схема одновальной ПГУ показана на рис. 13.11. Электрогенера-
тор 5 ПГУ выполняется с двумя выходными концами, к одному из кото-
рых присоединяется ГТУ 4, а к другому — двухцилиндровая паровая
турбина. К выходному диффузору газовой турбины крепится переходный
диффузор 3, направляющий выхлопные газы в котел-утилизатор 1. Пре-
имущество такой конструкции очевидно: вместо двух генераторов (один —
для ГТУ, второй — для паровой турбины) требуется только один генера-
тор суммарной мощности. Ротор ГТУ такой ПГУ соединяют с ротором
генератора жесткой муфтой, а ротор паровой турбины — специальной
гибкой самосинхронизирующейся расцепной муфтой. При пуске ПГУ
сначала с помощью тиристорного устройства приводятся во вращение
роторы ГТУ и генератора, зажигаются горелки камеры сгорания и генера-
1
2
3
4
5
67
8
20,7 м
5,5 м
52м
130 м
40м
10
9
0,0
Рис. 13.11. Одновальная ПГУ фирмы Siemens с ГТУ V94.3A:
1 — горизонтальный котел-утилизатор; 2 — шумоглушитель; 3 — диффузор; 4 — ГТУ; 5 —
электрогенератор; 6 — ЦВД паровой турбины; 7 — ЦСНД паровой турбины; 8 — конденсатор;
9 — блочный трансформатор; 10 — дымовая труба
329
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
тор включается в сеть. Получаемый в котле-утилизаторе пар направляется
в паровую турбину, приводит ее ротор во вращение, и после достижения
синхронной частоты вал паровой турбины с помощью расцепной муфты
автоматически подключается к генератору. Пуск такой ПГУ прост и не
требует постороннего источника пара. Однако при расположении генера-
тора между ГТУ и паровой турбиной очень затрудняется ремонт электро-
генератора, так как его статор не имеет горизонтального разъема, и для
того, чтобы извлечь ротор для ремонта, необходимо после отсоединения
роторов ГТУ и паровой турбины с помощью мостового крана приподнять
генератор и вытащить его на ремонтную площадку. Для исключения этого
недостатка генератор и паровую турбину можно поменять местами. При
крайнем расположении генератора все роторы соединяют жесткими муф-
тами, а его ротор обычным способом легко извлечь для ремонта. Приве-
дение во вращение валопровода при пуске осуществляется паровой тур-
биной, временно питаемой от постороннего источника (котельной
небольшой паропроизводительности). Такую конструкцию одновальной
ПГУ часто использует фирма General Electric.
Одновальные ПГУ имеют еще один недостаток: если мощность газо-
вой турбины мала, то тем более будет небольшой мощность паровой тур-
бины (ведь ее мощность вдвое меньше мощности ГТУ). При этом высоты
рабочих лопаток первых ступеней паровой турбины оказываются малыми
и экономичность — невысокой. Поэтому строительство таких ПГУ целе-
сообразно при достаточно большой мощности ГТУ.
Пример двухвальной ПГУ представлен на рис. 13.9. Многие ПГУ
выполняются трехвальными, или, как говорят, в виде дубль-блока. В них
энергоблок состоит из двух ГТУ, снабжающих горячими газами свои
котлы-утилизаторы и имеющих свои электрогенераторы. Пар, генерируе-
мый котлами, подается в одну общую паровую турбину, которая будет
более экономичной, чем паровая турбина, работающая в одновальной
ПГУ (при той же ГТУ и том же котле-утилизаторе).
Существуют аналогичные четырехвальные ПГУ, в которых три ГТУ
работают на одну паровую турбину.
Говорить о техническом преимуществе одновальных или многовальных
ПГУ вообще, без учета их мощности, привязки к конкретной электростан-
ции и конкретных потенциальных поставщиков оборудования и режимов
работы не имеет смысла.
В чем, однако, одновальные ПГУ имеют несомненное преимущество
перед многовальными — это во времени окупаемости инвестиций: их
можно вводить существенно быстрее и, следовательно, с более быстрой
окупаемостью вложенных средств.
330
ГЛАВА 13
13.4. Особенности тепловых схем и техноло ичес о о
процесса ПГУ-ТЭЦ
Как отмечалось выше, в энергомашиностроительной промышленности
России в настоящее время изготавливается лишь одна газовая турбина —
ГТЭ-160. На ее базе установлены две ПГУ- 450Т на Северо-Западной ТЭЦ,
две ПГУ- 450Т на Калининградской ТЭЦ-2, две ПГУ- 450Т на ТЭЦ-27
ОАО «Мосэнерго», ряд ПГУ в Санкт-Петербурге и во многих других
городах России. Это обстоятельство делает целесообразным подробное
рассмотрение ПГУ с газовой турбиной ГТУ-160 как примера ПГУ-ТЭЦ.
В качестве конкретной реализации такой ПГУ рассматривается Северо-
Западная ТЭЦ Санкт-Петербурга.
Теплоэлектроцентраль с ПГУ служит для выработки электроэнергии
и тепла. Получение горячей сетевой воды, направляемой на отопление
зданий, на ПГУ-ТЭЦ принципиально не отличается от ее получения
на обычной ТЭЦ: низкопотенциальный пар соответствующего давления,
греющий сетевую воду, отбирается от паровой турбины ПГУ и направля-
ется в сетевые подогреватели. В них греющий пар конденсируется и пере-
дает теплоту конденсации сетевой воде.
ТЭЦ работает на природном газе, а в качестве резервного топлива
использует дизельное топливо. На ней применяется оборотная система
технического водоснабжения с двумя градирнями (по одной на каждую
очередь с площадью орошения по 3200 м2 ). Общий расход циркуляцион-
ной воды составляет 76 000 т/ч.
Проектирование Северо-Западной ТЭЦ выполнено содружеством
ведущих российских организаций и зарубежных фирм: Северо-Западным
филиалом ВНИИПИэнергопром, ВТИ, ОРГРЭС, ЛМЗ, ЗиО, заводом
«Электросила». Самое активное участие принимали ведущие специали-
сты Северо-Западной ТЭЦ и РАО «ЕЭС России»; ряд необходимых иссле-
дований выполнен научно-исследовательскими организациями и вузами.
Активную помощь в создании первого энергоблока ТЭЦ оказали герман-
ская фирма Siemens и бельгийская фирма Cockerille.
При создании первой очереди ТЭЦ было использовано в основном
отечественное энергетическое оборудование. Совместное российско-гер-
манское предприятие «Интертурбо» (ЛМЗ — Siemens) изготовило для пер-
вой очереди две ГТУ V94.2 (см. подробнее гл. 9 и 16), машиностроитель-
ный завод ЗиО (г. Подольск) совместно с фирмой Cockerille спроектировал
и построил два котла-утилизатора, ЛМЗ — паровую турбину, завод «Элект-
росила» (Санкт-Петербург) — генератор с воздушным охлаждением. Газо-
вые турбины ГТЭ-160 для второго энергоблока изготовлены по лицензии
фирмы Siemens.
По расчетам в годовом разрезе удельный расход условного топлива
на отпуск электроэнергии составляет bэ
= 154,5 г/(кВт⋅ч), а на отпуск
тепла bт
= 170 кг/Гкал. Необходимо еще раз подчеркнуть, что эти значения
не имеют никакого отношения к расходам физического топлива (см. гл. 3),
331
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
так как экономия топлива от теплофикации при комбинированной выра-
ботке тепловой и электрической энергии разделяется чисто условно (в дан-
ном случае по «физическому» методу). Однако приведенные выше значе-
ния bэ и bт можно сравнить с такими же показателями какой-либо
мощной традиционной ТЭЦ, которые рассчитаны точно таким же обра-
зом. Если обратиться к показателям ТЭЦ-26 OАО «Мосэнерго», то для
нее средние за много лет значения bэ ≈ 252 г/(кВт⋅ч), а bт ≈ 170 кг/Гкал.
Таким образом, производство тепла на традиционной ТЭЦ и на ТЭЦ
с ПГУ-450Т осуществляется с примерно одинаковой экономичностью.
Однако электроэнергия на ТЭЦ с ПГУ-450Т вырабатывается с экономией
топлива, составляющей
.
На рис. 13.12 показана структурная схема энергоблока ПГУ-450Т. Она
выполнена по схеме дубль-блока: две одинаковые ГТУ типа ГТЭ-160
и паровая турбина приводят свои электрогенераторы. Таким образом,
ПГУ является трехвальной.
Каждая из ГТУ имеет мощность 157 МВт. Ее компрессор со степенью
сжатия π к
= 11,1 засасывает из атмосферы 509 кг/с воздуха и подает его
в две камеры сгорания. С температурой 1100 °С газы поступают к газо-
вой турбине и расширяются в ней, вырабатывая мощность для привода
компрессора и электрогенератора.
Выхлопные газы каждой из ГТУ с температурой 537 °С направляются
в свой двухконтурный котел-утилизатор КУ, который генерирует пар
двух давлений: 8 и 0,65 МПа. От обоих котлов пар поступает в одну
паровую турбину ПТ. Пар высокого давления имеет температуру 515 °С,
и он направляется на вход ЦВД паровой турбины. Пар низкого давления с
температурой 200 °С подается в камеру ЦВД, расположенную за четыре
ступени до выхода из него. Он сливается с потоком пара из ЧВД, и далее
оба потока расширяются совместно в последних четырех ступенях ЦВД.
На выходе из ЦВД общий поток пара разделяется на два (см. рис. 12.3):
первый поток пара направляется в теплофикационную установку (в верх-
ний сетевой подогреватель горизонтального типа ПСГ-2) для нагрева сете-
вой воды, а второй поступает в двухпоточный ЦНД. В каждом из потоков
ЦНД установлена регулирующая диафрагма (см. рис. 12.1), которая снова
разделяет его на два потока. Первый из них направляется в нижний сетевой
подогреватель ПСГ-1, а второй продолжает расширение в ЦНД (это так
называемый конденсационный поток пара) и сбрасывается в конденсатор.
Образовавшийся конденсат питательным насосом разводится на входы кот-
лов-утилизаторов.
Номинальная мощность паровой турбины составляет 161,6 МВт.
Характерная особенность ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ — отсут-
ствие байпасной трубы (см. рис. 13.3). Это усложняет эксплуатацию и не
дает возможности работать ГТУ в автономном режиме (в лучшем случае
252 154,5
–
252
--- --- --- ---- --- --- --- --- ---
æ100 38,7%
=
332
ГЛАВА 13
образующийся в котле-утилизаторе пар можно сбрасывать в обвод тур-
бины в конденсатор или другое конденсационное устройство). Однако
отказ от байпасной трубы в данном конкретном случае оправдывается
несколькими обстоятельствами. Первое из них состоит в том, что ПГУ-
ТЭЦ предназначена, в первую очередь, для несения теплофикационной
нагрузки, которая достаточно стабильна, и потому ПГУ будет останавли-
ваться и пускаться несколько раз в году. Второе обстоятельство связано
с высокой экономичностью, которая существенно выше экономичности всех
работающих энергоблоков на северо-западе России. Поэтому ПГУ-450Т
должна работать в базовом режиме при максимальной загрузке. И, наконец,
паровая турбина — настолько надежный элемент ПГУ, что ее аварийный
вывод из работы — достаточно редкое явление.
ПН
Дизельное
топливо
157 МВт
509 кг/с
ГТУ
537 °С
КУ
КУ
Газ
1100 °С
11,1 ат
8 МПа
515 °С
242 т/ч
0,65 МПа
200 °С
56 т/ч
ЦВД
ЦНД
161,6 МВт
Конденсатор
ПСГ-2
ПСГ-1
330 Гкал/ч
90 °С, 7500 т/ч
(tн.в
= –2,2 °С)
Теплофикационная
установка
50 °С
ПТ
100 °С
Рис. 13.12. Структурная схема энергоблока ПГУ-450Т
333
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Важную роль в энергосбережении анклавной Калининградской
области сыграл ввод первого энергоблока ПГУ-450Т. До его ввода Кали-
нинградская область была остродефицитным районом, электроснабжение
которого собственными источниками покрывалось только на 7 %. Дефи-
цит электроэнергии восполнялся ее транзитом из Литвы и Беларуси.
Закрытие Ингалинской АЭС потребовало срочного ввода новых мощностей.
Ввод ПГУ-450 позволил снабжать район дешевой электроэнергией, обес-
печив требуемые потребности на 70 %. Строительство второго энерго-
блока в 2008—2009 гг. позволило сбалансировать энергосистему до 2015 г.
Строительство ПГУ-450Т в Москве как нельзя лучше иллюстрирует
преимущества ПГУ-ТЭЦ перед другими альтернативными источниками
электроэнергии и тепла, которыми являются вполне современные энерго-
блоки с турбинами Т-250/300-23,5 Уральского турбинного завода (УТЗ).
На ТЭЦ Москвы установлено 19 таких энергоблоков, и они несут на себе
основную тяжесть покрытия и тепловой, и электрической нагрузки.
Но летом большинство из них работает с КИТ 36—37 %, так как теп-
ловая нагрузка существенно уменьшается. Ввод каждого энергоблока
ПГУ-450Т позволяет не только получить дополнительную тепловую мощ-
ность, равную тепловой мощности энергоблока с теплофикационной тур-
биной Т-250/300-23,5, но и обеспечить вдвое большую выработку элект-
роэнергии (450 против 250 МВт).
Тепловая схема — это совокупность тепломеханического оборудования
(котлов, турбин, насосов и др.), трубопроводов и арматуры (клапанов раз-
личного типа и задвижек), позволяющая осуществлять работу энергоблока
в заданных режимах с заданной экономичностью.
На рис. 13.13 показана принципиальная тепловая схема ПГУ-450Т, уста-
новленной на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Принципиальной
она называется потому, что на ней изображены лишь основное оборудо-
вание и основные трубопроводы. Не указаны, к примеру, трубопроводы
так называемых дренажей — трубопроводов малого диаметра с армату-
рой, присоединенных к основным паропроводам и служащих для про-
грева последних при пусках, всевозможные баки конденсата, расшири-
тели пара, источники пара для прогрева оборудования в предпусковых
операциях и др. Эти элементы самым тщательным образом показываются
на пусковой и развернутой тепловой схемах, которые в деталях должен
знать эксплуатационный персонал в пределах своей компетенции.
В камеры сгорания ГТУ-1 и ГТУ-2 подается природный газ (основное
топливо) или жидкое (резервное) топливо и устанавливается их режим
работы соответствующим расходом топлива и положением лопаток
входного направляющего аппарата компрессора. При малой мощности
ГТУ для уменьшения выбросов оксидов азота по трубопроводам 1 с
помощью питательных насосов высокого давления (ПН ВД) 2 осуществ-
ляется «экологический» впрыск воды в камеры сгорания. Каждая из ГТУ
вырабатывает мощность, а на выходе из них формируется поток горя-
чих газов различного расхода и, вообще говоря, различной температуры.
334
ГЛАВА 13
12
12
ГTУ-2
Жид ое
топливо
Природный
аз
13
11
КУ-2
¢
17
17
1
4
3
15
2
11
13
КУ-1
14
19
5
17
3
4
ГTУ-1
Жид ое
топливo
Природный
аз
¢
¢
¢
¢
¢
19
5
14
¢
¢
¢
16
18
Рис. 13.13. Принципиальная тепловая схема ПГУ-450Т:
1 — трубопровод подачи воды в камеры сгорания («экологиче ский» впрыск); 2 — пита-
для поддержания температуры свежего пара; 5 и 5′ — пар контура НД; 6 — конденсатор
денсатные насо сы II подъема; 10 — конденсатор пара уплотнений; 11 и 11 ′ — питатель-
14 и 14 ′ — подача питательной воды в деаэратор на деаэрацию; 15 — деаэратор; 16 — кол-
питательные насо сы НД; 19 и 19 ′ — питательная вода в барабаны контуров НД котлов;
менник; 23 — задвижка; 24 — сливные насосы конденсата греющего пара; Б1 и Б2 — сете-
СН-1 и СН-2 — сетевые насосы I и II подъемов давления конденсата
335
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
В теплосеть
CH-2
10
9
8
БOУ
7
6
Подпи-
точная
вода
ПT
CH-1 Из
теплосети
Б1
Б2
Б3
Б4
21
11
20
В подпиточную
установку
теплосети
24
22
23
тельные насо сы ВД; 3 и 3′ — паропроводы свежего пара; 4 и 4′ — впрыски конденсата
с теплофикационным пучком; 7 — конденсатные насосы I подъема; 8 — БОУ; 9 — кон-
ная вода для котлов-утилизаторов; 12 и 12′ — ГПК; 13 и 13′ — насосы рециркуляции ГПК;
лектор собственных нужд; 17 и 17′ — подача питательной воды в экономайзер ВД; 18 —
20 — БРОУ ВД; 21 — паропровод сброса пара в конденсатор; 22 — водо-водяной теплооб-
вые подогреватели ПСГ-1 и ПСГ-2; Б3 и Б4 — сетевые подогреватели ПСВ-1 и ПСВ-2;
336
ГЛАВА 13
Эти потоки газов направляются в отдельные вертикальные котлы-ути-
лизаторы КУ-1 и КУ-2.
Контуры ВД котлов (устройство котлов рассмотрено в гл. 11) вырабаты-
вают пар ВД, который каждый по своему паропроводу 3 и 3 ′ направляется
в паровую турбину ПТ. При высокой температуре наружного воздуха, когда
температура пара становится чрезмерно высокой, в паропроводы впрыски-
вается конденсат (поз. 4 и 4 ′ ) для уменьшения его температуры.
Аналогичным образом, контуры НД КУ-1 и КУ-2 вырабатывают пар
НД, и по паропроводам 5 и 5′ он направляется в промежуточную ступень
паровой турбины ПТ.
При нагрузке ГТУ 60—100 % ни расходы, ни параметры генерируемого
котлами пара не регулируются, поэтому паровая турбина работает при
переменных (скользящих) параметрах на входе (в отличие от традицион-
ных паровых турбин, на входе которых температура пара поддерживается
с высокой точностью). Поэтому и мощность паровой турбины никак не
регулируется, а требуемая мощность всего энергоблока определяется рас-
ходом топлива в камеры сгорания ГТУ.
При работе в конденсационном режиме (летом) отработавший в тур-
бине пар поступает в кон д ен са тор 6, конденсируется в нем и конденсат-
ными насосами I подъема 7 подается в БОУ. После очистки конденсатные
насосы II подъема 9 подают конденсат в конденсатор пара концевых уплот-
нений 10 паровой турбины. Пар, поступающий из уплотнений паровой
турбины, передает теплоту конденсации конденсату, который при закрытой
задвижке 23 по трубопроводам 11 и 11 ′ подается на вход котлов-утилиза-
торов в газовые подогреватели конденсата (ГПК) 12 и 12 ′. С помощью
насосов рециркуляции 13 и 13′ (см. гл. 11) перед ГПК поддерживается
температура конденсата примерно 60 °С.
Из каждого ГПК по трубопроводам 14 и 14′ конденсат направляется
в общий деаэратор 15. Нагрев конденсата в деаэраторе до температуры
насыщения для дегазации осуществляется паром из коллектора собственных
нужд 16, питаемого паром из контуров НД котлов. Дегазированная питатель-
ная вода собирается в деаэраторном баке. Далее питательными насосами НД
18 по трубопроводам 19 и 19′ она направляется в барабаны НД котлов, где
генерируется пар НД. Насосы ВД 2 подают конденсат в контуры ВД.
Тепловая схема ПГУ-450Т включает в себя теплофикационную уста-
новку, главными элементами которой являются четыре подогревателя
сетевой воды Б1—Б4, сетевые насосы СН-1 и СН-2 и подпиточная уста-
новка теплосети (не показана на рисунке). Ее схема достаточно подробно
рассмотрена в § 12.4.
При работе в теплофикационном режиме (зимой) почти весь пар посту-
пает в сетевые подогреватели Б1 и Б2, конденсируется в них и сливными
насосами 24 направляется в водо-водяной теплообменник 22. В нем он
охлаждается подпиточной водой сети, после чего направляется в ГПК
котлов-утилизаторов.
337
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
На каждой нитке свежего пара 3 и 3′ устанавливается быстродейст-
вующая редукционно-охладительная установка 20, представляющая
собой устройство, уменьшающее давление с 8,8 до 0,6 МПа с впрыском
воды для снижения температуры. БРОУ позволяет сбрасывать по паро-
проводу 21 часть пара в конденсатор при пусках ПГУ, когда параметры
пара за котлом не соответствуют тепловому состоянию турбины, и запус-
кать ГТУ при неработающей паровой турбине (но включенной конденса-
ционной установке) и неработающей теплофикационной установке. Если
теплофикационная нагрузка имеется (т.е. имеется проток сетевой воды),
то пуск и работа ГТУ при неработающей паровой турбине может осуще-
ствляться со сбросом пара из котла в подогреватель сетевой воды Б3.
Тогда он играет роль конденсатора. Таким образом, даже при отсутствии
байпасной трубы котла, ГТУ ПГУ-450Т может работать при неработаю-
щей паровой турбине, но при этом должен осуществляться прием генери-
руемого пара в подогревателе сетевой воды.
В табл. 13.1 представлены результаты расчетной экономичности энер-
гоблока ПГУ-450Т для различных температур наружного воздуха. Видно,
что максимальная экономичность достигается при работе одной или двух
ГТУ в номинальном режиме и паровой турбины в чисто теплофикацион-
ном режиме (при закрытых регулирующих диафрагмах ЦНД и отсутствии
потока пара в конденсатор, теплота конденсации которого отдается охлаж-
дающей воде). В этих режимах из теплоты топлива, сгоревшего в камере
сгорания ГТУ, теряется только теплота уходящих газов котлов-утилизато-
ров, а вся остальная теплота передается либо тепловому потребителю,
либо преобразуется в электроэнергию.
Таблица 13.1
Удельный расход условного топлива, г/(кВт⋅ч), для разных режимов эксплуатации
при различных температурах наружного воздуха
Состав работающего оборудования энергоблока
Температура наружного воздуха, °С
–
40
–26
–14,5
– 2,2
+8
Две ГТУ в номинальном режиме, два КУ
и паровая турбина в чисто конденсационном
режиме (без теплофикации)
247,1 241,2 241,3 244,3 250,5
Одна ГТУ в номинальном режиме, один КУ
и паровая турбина в чисто конденсационном
режиме (без теплофикации)
245,5 239,5 239,8 243,6 251,3
Две ГТУ в номинальном режиме, два КУ
и паровая турбина в чисто теплофикационном
режиме (без пропуска пара в конденсатор)
155,2 149,8 143,6 137,8 134,2
Одна ГТУ в номинальном режиме, один КУ
и паровая турбина в чисто теплофикационном
режиме (без пропуска пара в конденсатор)
152,6 147,1 142,6 138,0 134,5
338
ГЛАВА 13
13.5. Техноло ичес ая схема и ф н ционирование паро азовой
эле тростанции
Парогазовые электростанции состоят из одного или нескольких паро-
газовых энергоблоков. Каждый из них включает в себя четыре основных
элемента: одну или несколько ГТУ, одну или несколько котельных устано-
вок (по числу ГТУ), паротурбинную установку, состоящую из паровой
турбины и конденсационной установки, и один или несколько электроге-
нераторов.
Фукционирование паротурбинной установки ПГУ принципиально не отли-
чается от функционирования традиционной ПГУ (см. гл. 2 и 3): потен-
циальная энергия подводимых к паровой турбине потоков пара частично
преобразуется в механическую энергию вращения ротора электрогене-
ратора, вырабатывающего ток. Все элементы ПГУ, связанные с паровой
турбиной (конденсационная и теплофикационная установки), также не имеют
принципиальных отличий от таковых для традиционных ТЭС.
Главные особенности функционирования ПГУ связаны с ГТУ, а кон-
кретнее — с обеспечением ГТУ топливом (природным газом или жидким
топливом) и его окислителем (воздухом). Подобно тому как традиционная
КВОУ
БППГ
ГТУ
КС
НЖТ
РЗЖТ
КУ
Д
К
ПТ
КЭН
К насосам
ЭГ
ЭГ
Воздух
Основной газ
Газ от ГРС или от разных
ниток магистрального
газопровода
Резервный газ
ПЭН
НД
ПЭН
СД
ПЭН
ВД
Рис. 13.14. Упрощенная технологическая схема ТЭС с ПГУ:
ГРС — газораспределительная станция; БППГ — блочный пункт подготовки газа; РЗЖТ —
резервуар запаса жидкого топлива; НЖТ — насосная жидкого топлива; КС — камера сго-
рания; КВОУ — комплексная воздухоочистительная установка; КУ — котел-утилизатор;
ПЭН — питательный электронасос; ПТ — паровая турбина; К — конденсатор; Д — деаэра-
тор; КЭН — конденсатный электронасос; ЭГ — электрогенератор
339
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
паросиловая установка не может длительно нормально работать при пло-
хом качестве воды и пара, а иногда и топлива, так ПГУ не может работать
без надлежащего качества топлива и воздуха, поступающего в компрес-
сор. Поэтому каждая ГТУ снабжается системой подачи к ее горелкам при-
родного газа и жидкого топлива, а также системой очистки, подготовки
и подачи воздуха в компрессор. На рис. 13.14 показана упрощенная тех-
нологическая схема использования этих систем.
На парогазовой ТЭС всегда должно иметься в наличии три вида топ-
лива: основное, резервное и аварийное. В качестве основного и резерв-
ного топлива обычно используют природный газ, отбираемый из различ-
ных ниток магистрального газопровода. Аварийным топливом служит
жидкое (дизельное) топливо, запас которого хранится в специальном
резервуаре и рассчитан на 5 сут непрерывной работы.
Подготовка газообразного топлива. К параметрам (давлению и тем-
пературе), химическому составу, теплоте сгорания и чистоте природного
газа, поступающего в камеру сгорания ГТУ, предъявляются жесткие тре-
бования.
Химический состав используемого природного газа оговаривается при
заказе на оборудование. Его основным компонентом является метан СН4.
Плотность газа при нормальных условиях составляет 0,68—0,7 кг/м 3,
а теплота сгорания изменяется в узких пределах (33—35 МДж/м 3 или
7900—8300 ккал /м3 ). Точка росы по влаге составляет –3÷ –20 °С, а по
углеводородам равна –10÷0 °С. Концентрационный предел взрываемости
природного газа в смеси с воздухом при 200 °С и нормальном давлении
составляет 5—17 %.
На ТЭС природный газ поступает с температурой 0—20 °С, а в камеру
сгорания он может подаваться с температурой 10—130 °С. Требуемое дав-
ление газа, подаваемого к камере сгорания, зависит от отношения давле-
ний в компрессоре, и оно должно быть примерно в 1,5—2,0 раза выше
давления в ней. Давление газа, поступающего на ТЭС, зависит от двух
факторов: ее расположения и сезона. Если ТЭС находится в черте города,
то обычно газ подается не из магистрального газопровода, а после газо-
распределительной станции, давление в газопроводе за которой находится
на уровне 1,1—1,2 МПа. Если питание ТЭС осуществляется непосредст-
венно от магистрального газопровода, то давление в нем зависит от потреб-
ления газа в районе. В летнее время оно может составлять 3,0—3,5 МПа,
а в зимнее — втрое меньше. Точно так же летом температура природного
газа, поступающего к ТЭС, в среднем составляет 15—17 °С, а зимой она
равна 1—2 °С. Этот газ может содержать влагу и твердые частицы, кото-
рые должны быть удалены перед его подачей в КС.
Для того чтобы удовлетворить все эти требования, на ПГУ-ТЭС соору-
жают блочный пункт подготовки газа (БППГ) — отдельное здание или
выгороженную площадку на открытом воздухе (в теплом климате), —
в котором размещают оборудование, обеспечивающее очистку газа от меха-
340
ГЛАВА 13
нических и жидких примесей, измерение расхода газа и его теплоты сгора-
ния, редуцирование или компримирование (сжатие), осушку, подогрев или
охлаждение. Эти операции проводятся в автоматическом режиме с выда-
чей данных на блочный щит управления.
В помещении БППГ проводится контроль параметров воздушной
среды (загазованности), а сам он оснащается системой пожарной сигна-
лизации.
Газ из газопровода направляется в сепараторы для отделения жидких
фракций (влаги и тяжелых углеводородов). Сепараторы (3— 4 шт.) вклю-
чены параллельно (часть из них находится в резерве). Осушенный газ
направляется в фильтры (по числу сепараторов), в которых отделяются
твердые частицы размером более 5 мкм.
Затем осуществляются измерения расхода газа и его теплоты сгорания,
необходимые для расчета технико-экономических показателей ГТУ и ПГУ.
Измерение теплоты сгорания (точнее — химического состава, по кото-
рому определяется теплота сгорания) выполняется автоматически с инди-
кацией ее среднего значения с интервалом в 1 ч.
Дальнейшая «судьба» газа зависит от его давления.
Если давление в газопроводе больше, чем необходимо для камеры сго-
рания ГТУ, то газ направляется на редуцирование путем дросселирова-
ния. При этом процессе температура газа снижается в тем большей сте-
пени, чем выше давление в газопроводе (обычно летом). При некоторых
условиях температура после дросселирования может стать ниже углево-
дородной точки росы. Это может привести к образованию газового кон-
денсата, что отрицательно повлияет на процесс горения газа в камере сго-
рания. Поэтому в таких случаях после редуцирования газ подогревают,
чаще всего в газоводяных теплообменниках, например на ТЭЦ — тепло-
той горячей сетевой воды.
Если давление в газопроводе недостаточное для нормальной работы
КС, то газ компримируют — сжимают до необходимого давления в специ-
альных дожимных компрессорах. При сжатии газа его температура повы-
шается и может стать недопустимой. Поэтому, если необходимо, сжатый
газ охлаждают, обычно в воздушных радиаторах.
Переход с редуцирования на компримирование и наоборот осущест-
вляется автоматически.
В качестве примера на рис. 13.15 приведена схема газоснабжения двух
ГТУ фирмы Siemens мощностью по 280 МВт, входящих в состав дубль-
блока ПГУ-800 Киришской ГРЭС. Питание ГТУ природным газом произ-
водится от существующей на станции ГРС, давление за которой поддер-
живается равным 1,2 МПа. Перед камерой сгорания необходимо иметь
давление 2,7 МПа, и поэтому всегда требуется только компримирование
газа. Для этого установлено три дожимных компрессора (один — резерв-
ный), производительность каждого из которых составляет 80000 м3/ч,
а мощность приводного двигателя — 6 МВт.
341
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Подготовка жидкого топлива. Дизельное топливо представляет собой
горючую жидкость, характеризуемую рядом свойств, определяющих
условия его использования на ПГУ-ТЭС в качестве аварийного топлива.
Дизельное топливо имеет сравнительно низкую температуру кипения
при атмосферном давлении и испаряется полностью (без образования
сухого остатка — кокса), поэтому его называют легким жидким топливом.
Важнейшей эксплуатационной характеристикой жидкого топлива явля-
ется вязкость, определяющая степень его текучести, дисперсность распы-
ления механическими форсунками в камере сгорания и возможность
перекачивания насосами. Вязкость зависит от марки дизельного топлива
и температуры. При комнатной температуре дизельное топливо имеет
малую вязкость (для сравнения — вязкость турбинного масла примерно
в 10 раз больше). Поэтому в подогреве дизельного топлива перед его
транспортировкой по трубопроводам и подачей в камеру сгорания нет
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
м
1
2
6
6
6
7
4
3
5
4
7
7
1
2
1
2
1
ГРП
Природный газ от ГРС,
p=1,2МПа
Природный газ
к энергетическим
котлам ТЭС
Воздух
Воздух
Воздух
К ГТУ
2
Рис. 13.15. Схема газоснабжения двух ГТУ ПГУ-800:
1 — сепараторы; 2 — фильтры; 3 — бак продувки газового конденсата; 4 — турбинный
счетчик природного газа; 5 — измеритель теплоты сгорания газа; 6 — дожимные компрес-
соры с электродвигателями; 7 — блок воздушного охлаждения компримированного газа;
ГРП — газораспределительный пункт
342
ГЛАВА 13
необходимости. Это исключает необходимость поддержания хозяйства жид-
кого топлива в горячем резерве (в отличие от мазутного хозяйства ТЭС).
В дизельном топливе, поступающем в камеру сгорания, должна
отсутствовать вода, так как она затрудняет процесс фильтрации, вызывает
коррозию топливного тракта, способствует попаданию растворимых в ней
солей натрия и калия в проточную часть ГТУ, которые вызывают корро-
зию лопаточного аппарата газовой турбины.
Важной характеристикой жидкого топлива является температура
застывания, определяющая ту минимальную температуру, при которой
возможны его слив и перекачка из железнодорожных цистерн в резерву-
ары запаса и перекачка по трубопроводам. Для дизельного топлива она
составляет –20÷ –35 °С.
Важным показателем жидкого топлива является температура вспышки —
минимальная температура, при которой возникает горение паров, образую-
щихся над поверхностью жидкости. Эта температура характеризует пожаро-
опасность топлива. Для дизельного топлива в зависимости от марки она
составляет 310 — 330 °С.
Для снабжения камер сгорания ГТУ жидким топливом в аварийных
ситуациях на ТЭС организуется хозяйство дизельного топлива, состоящее
из приемно-сливной эстакады, к которой подвозятся железнодорожные
цистерны с топливом, резервуаров хранения вместимостью, достаточной
для работы в течение 5 сут, резервуара отстоя обводненного топлива,
выносной дренажной подземной емкости, отдельного здания насосной
со щитом управления.
Из прибывших цистерн с дизельным топливом отбираются пробы, и про-
водится их лабораторный анализ: определяются температуры вспышки
и застывания, плотность, влажность, теплота сгорания, содержание серы.
При удовлетворительном качестве топливо насосами слива через грубые
(сетчатые) фильтры направляется в резервуар хранения топлива. Сливные
устройства снабжаются паром для разогрева в холодную погоду.
Резервуар хранения дизельного топлива представляет собой металли-
ческий вертикальный цилиндрический сосуд со сферической крышкой
вместимостью 10 000 м3, высотой 18 м. Забор топлива для ГТУ осущест-
вляется из верхних его слоев. В придонных слоях скапливается обводнен-
ное топливо, которое периодически откачивается насосами в резервуар
отстоя топлива.
Основными насосами (два работающих, один резервный) дизельное
топливо через фильтры тонкой очистки от твердых частиц перекачивается
в главный корпус, где установлены ГТУ. Часть этого топлива подается
в камеры сгорания, а остаток (рециркуляция) по трубопроводам возвра-
щается в резервуар хранения топлива. На линиях подачи топлива в глав-
ный корпус и рециркуляции установлены ультразвуковые расходомеры-
счетчики, разность показаний которых позволяет определить количество
использованного топлива.
343
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Подготовка циклового воздуха. Атмосферный воздух является рабо-
чим телом компрессора и основным компонентом продуктов сгорания,
поступающих в газовую турбину. И подобно тому, как на паросиловой
электростанции имеется сложная специальная система подготовки цикло-
вой воды и ее постоянной очистки, на электростанции, использующей
ГТУ, имеется установка, постоянно и в большом количестве готовящая
качественный воздух для компрессора и камеры сгорания. Эта установка
выполняет четыре основные функции:
очистку (фильтрацию) атмосферного воздуха, направляемого в ком-
прессор, исключающую преждевременный абразивный износ проточной
части компрессора и газовой турбины частицами песка и минеральной
пыли;
защиту компрессора от неблагоприятных погодных воздействий;
защиту от попадания в компрессор посторонних предметов;
подавление шума.
Эти четыре функции выполняет компл ексная воздухоочистительная
установка.
В холодных климатических условиях большое количество снега или
замерзающих дождевых капель может вызвать обледенение фильтрующих
элементов, глушителей и даже лопаток входного направляющего аппарата
компрессора. Обледенение резко снижает расход воздуха через компрес-
сор, а также мощность и экономичность всей ГТУ. Кроме того, попадание
кусков льда в проточную часть компрессора может вызвать его физиче-
ское разрушение.
Для защиты от погодных воздействий, в частности дождя и снега,
на входе в КВОУ устанавливаются влагозащитные (погодные) козырьки
или вертикальные жалюзи, играющие роль сепараторов влаги. Жалюзи
склонны к замерзанию в зимнее время и поэтому используются реже.
Кардинальным методом борьбы с образованием льда в подводящих возду-
ховодах является установка системы антиобледенения, осуществляющая
либо ввод перед КВОУ горячего воздуха от соответствующей ступени
компрессора, либо его нагрев в трубной нагревательной системе, установ-
ленной на входе в КВОУ, питаемой паром или горячей водой.
Иногда за погодными козырьками размещают решетки, защищающие
стоящие за ними фильтры от посторонних предметов и птиц.
К цикловому воздуху, поступающему на вход компрессора ГТУ, предъ-
являются самые жесткие требования, без выполнения которых невоз-
можна длительная, экономичная и без больших эксплуатационных затрат
работа ГТУ и, следовательно, всей ПГУ.
Обычный воздух содержит твердые частицы (пыль), жидкости и газы.
Воздух, поступающий к компрессору, не должен содержать пыли. Главная
опасность от ее воздействия — эрозия лопаточного аппарата компрессора
и газовой турбины. Эрозия возникает лишь при достаточном размере
пылевых частиц, составляющем, как считается, более 20 мкм. Частицы
размером менее 10 мкм следуют за потоком воздуха, не встречаясь
344
ГЛАВА 13
с поверхностью лопаток, и потому не приводят к их износу. Более круп-
ные частицы отстают от основного потока, встречаются с поверхностью
лопаток под нерасчетными углами атаки, многократно отражаются от их
поверхности и в конечном счете вызывают ее износ.
Быстрота эрозии зависит от многочисленных факторов, главными из кото-
рых, кроме размера частиц, являются их скорость соударения с поверх-
ностью и угол встречи с нею, а также их концентрация, т.е. количество
соударений рассматриваемой части поверхности с частицами в единицу
времени. Конечно, большую роль в эрозионном износе играют физиче-
ские свойства как абразивных частиц, так и материала лопаток. Подчерк-
нем, что частицы пыли размером более 20 мкм способны вызывать интен-
сивную эрозию поверхности лопаток не только компрессора, но и газовой
турбины.
Эрозия рабочих лопаток как компрессора, так и турбины приводит к уве-
личению в них напряжений растяжения и изгиба и, главное, к изменению
вибрационных характеристик (собственных частот), опасности возникнове-
ния резонанса и быстрого усталостного разрушения лопаток. Для рабочих
лопаток газовой турбины эти явления усугубляются износом термобарьер-
ных покрытий, приводящим к перегреву лопаток и снижению их сопро-
тивления коррозии и термической усталости.
Изменение условий обтекания изношенных профилей лопаток приво-
дит к увеличению профильных и кромочных потерь в решетках проточ-
ной части и, в конечном счете, к снижению КПД компрессора и газовой
турбины. Это вызывает существенно большее снижение КПД всей ГТУ.
В связи с этим все современные ГТУ снабжаются системами очистки
воздуха, поступающего к компрессору. Для каждой ГТУ эта система под-
бирается индивидуально, поскольку в различных районах запыленность
воздуха разная (например, в тундре среднегодовая запыленность состав-
ляет 0,02, а в пустыне — 1,6—2,8 мг/м3). Кроме того, она может изме-
няться в 15—100 раз в зависимости от погодных условий. Наконец, важно
помнить, что любая система, очищающая воздух, создает дополнительное
гидравлическое сопротивление на входе в компрессор, снижающее мощ-
ность и КПД ГТУ. Поэтому выбор соответствующих систем фильтрации
должен оптимизироваться.
Традиционная фильтрация воздуха выполняется с помощью так назы-
ваемых статических (разовых) фильтров, которые заменяются после воз-
растания их гидравлического сопротивления до недопустимого значения
вследствие заноса пылью.
Фильтрация выполняется двухступенчатой. В фильтрах предваритель-
ной очистки отделяются крупнодисперсные фракции, а в основных фильт-
рах — мелкодисперсная пыль. Использование двухступенчатой фильтра-
ции позволяет менять фильтры предварительной очистки во время работы
ГТУ.
345
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Для фильтрующих элементов используются гидрофобные синтетиче-
ские материалы (стекловолокна, стеклопластики и даже нановолокна), а их
выбор диктуется условиями работы.
В условиях высокой концентрации частиц пыли, когда требуется час-
тая замена разовых фильтров, целесообразно использовать автоматиче-
скую (импульсную) систему очистки специальных фильтров.
Однако фильтрующие системы, обладая малым гидравлическим сопро-
тивлением и предотвращая эрозию, не могут защитить проточную часть
компрессора от более мелких частиц (2—10 мкм). Эти частицы не вызы-
вают эрозии, но налипают на лопаточный аппарат компрессора (сначала
на входные кромки, а затем и по всему профилю) и постепенно умень-
шают проходные сечения проточной части. Это приводит к снижению
мощности ГТУ и ее экономичности. Эффективной мерой борьбы с зано-
сом компрессора налипшими частицами является его промывка моющим
раствором.
Опасность пылевых отложений состоит не только в уменьшении мощ-
ности и экономичности ГТУ, но и в их роли концентраторов коррозионно-
опасных веществ (растворов солей, кислот и др.), содержащихся в атмо-
сферном воздухе и вызывающих появление питтинга на поверхности ком-
прессорных лопаток. Питтинг провоцирует возникновение трещин и снижает
усталостную прочность лопаток.
Вредные вещества, содержащиеся в цикловом воздухе, могут серьезно
влиять не только на компрессор, но и на другие элементы ГТУ. Для
охлаждения пламенных труб камер сгорания и венцов лопаток газовой
турбины, как правило, используется воздух, отбираемый из различных
ступеней компрессора. Осаждение вредных примесей внутри охлаждаю-
щих каналов и отверстий приводит к их засорению, уменьшению коэффи-
циентов теплопередачи через стенки лопаток, повышению температуры
металла и в конечном счете к сокращению срока службы лопаток. Осо-
бенно вредными являются угольная пыль и летучая зола, которые имеют
тенденцию к спеканию.
В цикловом воздухе могут содержаться такие металлы, как натрий,
калий, ванадий и свинец, которые в процессе горения могут образовывать
липкие отложения на пламенных трубах камер сгорания и на поверхностях
рабочих лопаток газовой турбины, вызывая их высокотемпературную кор-
розию. Поэтому содержание этих примесей в цикловом воздухе также
ограничивается.
На рис. 13.16 показаны основные элементы КВОУ. Воздух, пройдя под
погодными козырьками, поступает к фильтрам, на которых оседает пыль.
Отфильтрованный воздух проходит глушитель и направляется в компрес-
сор.
Между глушителем и компрессором в воздуховоде прямоугольного
сечения устанавливают поворотную заслонку, необходимую для защиты
оборудования от стояночной коррозии при длительных простоях и для
сохранения теплоты в котле-утилизаторе при кратковременных останов-
346
ГЛАВА 13
7
8
9
Воздух
из атмосферы
6
5
4
3
2
10
1
1
0
,
5
5
Ось ГТД
4
,
5
Воздух
к компрессору
1,800
0,00
Рис. 13.16. Общее устройство
КВОУ:
1 — компенсатор между воздухово-
дом и ГТД; 2 — ось вращения пово-
ротной заслонки воздуховода; 3 —
воздуховод; 4 — поворотное колено;
5 — глушитель; 6 — боковая всасы-
вающая панель; 7 — фильтрующий
модуль; 8 — погодный козырек; 9 —
модуль системы антиобледенения;
10 — трубопровод системы антиоб-
леденения
347
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
ках. В открытом положении заслонка располагается в вертикальном кар-
мане воздуховода, не создавая дополнительного гидравлического сопро-
тивления.
Воздуховод крепится к входному патрубку компрессора через компен-
сатор, при этом допускается их взаимное смещение.
В общем случае КВОУ имеет систему антиобледенения. Перед фильт-
рами монтируется система трубопроводов раздачи горячего воздуха, посту-
пающего либо от последней ступени компрессора, либо от других источ-
ников (например, от калориферов, обогреваемых сетевой водой). Отбор
из последней ступени компрессора горячего воздуха в количестве при-
мерно 1,5 % с температурой около 400 °C позволяет увеличить темпера-
туру воздуха на входе в КВОУ примерно на 5 °С. Поэтому уже при тем-
пературе наружного воздуха в диапазоне от –5 до +5 °С
антиобледенительная система должна быть готова к работе.
13.6. Преим щества и недостат и ПГУ, их место в зар бежной
энер ети е и тенденции развития
Хотя выше неоднократно отмечались многие достоинства ПГУ, под-
черкнем их конспективно еще раз, затронув при этом и их недостатки.
Ярко выраженными преимуществами ПГУ являются следующие.
1. Парогазовая установка — самый экономичный двигатель, исполь-
зуемый для получения электроэнергии. На рис. 13.17 показано, как изме-
нялся КПД ПГУ по мере их развития. Кривая 1 представляет собой так
называемый теоретический КПД, т.е. максимальный КПД, который
может быть получен при достигнутом уровне температуры перед газовой
турбиной. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру
1
5
4
3
2
70
60
50
40
30
20
2000
1995
1990
1985
1980
1
0
0
8
2
1
0
0
6
3
%
Годы
КПД ПГУ, %
Рис. 13.17. Сравнение экономичности ПГУ разных типов с теоретической (по данным
фирмы Siemens):
1 — теоретический КПД; 2 — одноконтурные ПГУ; 3 — двухконтурные ПГУ без промежуточ-
ного перегрева; 4 — трехконтурные ПГУ без промежуточного перегрева; 5 — трехконтурные
ПГУ с промперегревом
348
ГЛАВА 13
примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42 %, что соста-
вит 63 % теоретического КПД ПГУ. Коэффициент полезного действия
трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой темпе-
ратура газов перед газовой турбиной находится на уровне 1450 °С, дос-
тигает 60 %, что составляет 82 % теоретически возможного уровня. Уже
сегодня КПД современных ПГУ достигает 61 %. Нет сомнений в том, что
КПД можно увеличить еще больше (и это раньше или позже произойдет).
Весь вопрос состоит только в том, какой ценой будет достигаться это
повышение в настоящее время.
2. Парогазовая установка — самый экологически чистый двигатель.
В первую очередь это объясняется высоким КПД — ведь вся та теплота,
содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электро-
энергию, выбрасывается в окружающую среду, и происходит ее тепловое
загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов от ПГУ по сравне-
нию с паросиловой ТЭС будет ровно в той степени, на сколько меньше
расход топлива на производство электроэнергии.
Далее, ПГУ дают существенно меньшие выбросы оксидов азота (NOх )
не только потому, что в ГТУ сжигается газ, а многие паросиловые ТЭС
работают на угле, но и потому, что в топках энергетических котлов исполь-
зуется диффузионный (а не кинетический) принцип сжигания с малыми
избытками воздуха и длительным пребыванием топливно-воздушной смеси
при высокой температуре.
3. Парогазовая установка — очень маневренный двигатель, с которым
в маневренности может сравниться только автономная ГТУ. Потенциально
высокая маневренность ПГУ обеспечивается наличием в ее схеме ГТУ,
изменение нагрузки которой происходит в считанные минуты. Для реали-
зации этих потенциальных маневренных возможностей ПГУ должна быть
оснащена байпасной трубой. Для возможности глубокого разгружения
ПГУ должна быть многовальной.
4. При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потреб-
ление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определя-
ется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 общей
мощности, а для ГТУ охлаждающей воды практически не требуется.
5. ПГУ имеет умеренную стоимость установленной единицы мощно-
сти, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием
сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы реге-
неративного подогрева питательной воды, использованием более про-
стых паровой турбины и системы технического водоснабжения.
6. ПГУ имеют существенно меньший строительный цикл. ПГУ, осо-
бенно одновальные, можно вводить поэтапно. Это упрощает проблему
инвестиций.
349
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Парогазовые установки практически не имеют недостатков, скорее сле-
дует говорить об определенных ограничениях и требованиях к оборудо-
ванию и топливу. Установки, о которых идет речь, используют природный
газ. Использование жидкого тяжелых сортов и тем более твердого топ-
лива требует сложных систем подготовки топлива и очистки образующе-
гося газа, что приводит к существенному уменьшению КПД (до 42—
44 %). Впрочем для России, где доля потребляемого для энергетики отно-
сительно недорого газа превышает 60 % и половина его используется по
экологическим соображениям на ТЭЦ, имеются все возможности для
сооружения ПГУ.
Ведущими западными фирмами создана широкая номенклатура ГТУ
(см. табл. 10.1), позволяющая удовлетворить практически любые требова-
ния заказчиков, использующих эти ГТУ для сооружения ПГУ. На базе
этих ГТУ фирмы предлагают ПГУ «под ключ», характеристики которых
представлены в табл. 13.2. Из нее видно, что все зарубежные фирмы-
лидеры на базе своих ГТУ строят ПГУ с КПД 60—61 %.
Моноблок SCC5-8000H 1S из работающих на ТЭС сегодня является
самым мощным в мире. Его газопаротурбинный агрегат имеет одноваль-
ную компоновку с генератором, расположенным между ГТУ и паровой
турбиной, и расцепной муфтой, которая при пуске подключает паровую
турбину к генератору при достижении ею синхронной частоты вращения.
Котел-утилизатор — трехконтурный, с промежуточным перегревом пара.
Контуры ВД и СД выполнены прямоточными (без барабанов) и работают
при изменении нагрузки со скользящим давлением рабочей среды.
Исключение барабана ВД большой длины и с толстой стенкой позволило
существенно увеличить маневренность ПГУ. Паропроизводительность
контура ВД с параметрами 17 МПа/600 °С составляет 100 кг/с. Пар кон-
тура СД имеет параметры 3,5 МПа/600 °С, НД — 0,5 МПа/300 °С.
Мощность паровой турбины составляет 200 МВт, ее ЦНД выполнен
двухпоточным. Лопатки последней ступени изготовлены из титанового
сплава. Кольцевая площадь выхода пара обеспечивает умеренную потерю
с выходной скоростью при наименьшем возможном давлении в конден-
саторе.
Техническое водоснабжение парогазового энергоблока — оборотное,
с влажными градирнями.
При 10°С ПГУ развивает мощность 570 МВт при КПД более 60 %.
Наибольшая мощность, достигнутая при испытаниях, составила 587 МВт
при КПД нетто 60,75 %.
Интегральное повышение экономичности ПГУ SCC5-8000H по сравне-
нию с ПГУ, использующими ГТУ класса F, составило 1,7%. Основной
выигрыш, равный 0,8 %, получен в ГТУ вследствие повышения началь-
ной температуры и одновременного сокращения расхода охлаждающего
350
ГЛАВА 13
Т
а
б
л
и
ц
а
1
3
.
2
О
с
н
о
в
н
ы
е
х
а
р
а
к
т
е
р
и
с
т
и
к
и
П
Г
У
,
с
т
р
о
я
щ
и
х
с
я
н
а
б
а
з
е
э
н
е
р
г
е
т
и
ч
е
с
к
и
х
Г
Т
У
м
о
щ
н
о
с
т
ь
ю
6
0
—
3
3
0
М
В
т
д
л
я
п
р
и
в
о
д
а
э
л
е
к
т
р
о
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
5
0
Г
ц
(
п
о
д
а
н
н
ы
м
ж
у
р
н
а
л
а
G
T
V
H
a
n
d
b
o
o
k
,
2
0
1
2
г
.
)
Ф
и
р
м
е
н
н
о
е
о
б
о
з
н
а
ч
е
н
и
е
П
Г
У
Г
о
д
с
о
з
д
а
н
и
я
М
о
щ
н
о
с
т
ь
н
е
т
т
о
,
М
В
т
К
П
Д
н
е
т
т
о
,
%
У
д
е
л
ь
н
ы
й
р
а
с
х
о
д
т
е
п
л
о
т
ы
,
к
Д
ж
/
(
к
В
т
æ
ч
)
Д
а
в
л
е
н
и
е
в
к
о
н
д
е
н
-
с
а
т
о
р
е
,
к
П
а
М
о
щ
н
о
с
т
ь
Г
Т
У
,
М
В
т
М
о
щ
н
о
с
т
ь
п
а
р
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
,
М
В
т
Ч
и
с
л
о
,
ш
т
.
,
и
т
и
п
Г
Т
У
О
с
о
б
е
н
н
о
с
т
и
т
е
п
л
о
в
о
й
с
х
е
м
ы
Ф
и
р
м
а
S
i
e
m
e
n
s
E
n
e
r
g
y
S
C
C
5
-
2
0
0
0
E
l
x
l
1
9
8
1
2
5
0
,
0
5
2
,
4
6
8
6
9
-
1
6
3
,
8
9
1
,
1
l
×
S
G
T
5
-
2
0
0
0
E
Д
в
а
д
а
в
л
е
н
и
я
,
б
е
з
П
П
S
C
C
5
-
2
0
0
0
E
2
x
1
1
9
8
1
5
0
5
,
0
5
2
,
9
6
8
6
0
-
3
2
7
,
7
1
7
7
,
4
2
×
S
G
T
5
-
2
0
0
0
E
Т
о
ж
е
S
C
C
5
-
4
0
0
0
F
1
S
1
9
9
5
4
2
6
,
0
5
8
,
4
6
1
6
4
.
2
8
8
,
0
1
3
5
,
0
l
×
S
G
T
5
-
4
0
0
0
F
Т
р
и
д
а
в
л
е
н
и
я
,
П
П
S
C
C
5
-
4
0
0
0
F
2
x
1
1
9
9
5
8
5
3
,
0
5
8
,
5
6
1
5
8
-
5
7
6
,
0
2
7
2
,
0
2
×
S
G
T
5
-
4
0
0
0
F
Т
о
ж
е
S
C
C
5
-
8
0
0
0
H
1
S
2
0
0
9
5
7
0
,
0
6
0
,
0
6
0
0
0
.
3
7
5
,
0
1
9
5
,
0
l
×
S
G
T
5
-
8
0
0
0
H
»
S
C
C
5
-
8
0
0
0
H
2
x
1
2
0
1
0
1
1
4
0
,
0
6
0
,
0
6
0
0
0
-
7
5
0
,
0
3
9
0
,
0
2
×
S
G
T
5
-
8
0
0
0
H
»
Ф
и
р
м
а
A
n
s
a
l
d
o
E
n
e
r
g
i
a
1
A
E
6
4
3
-
C
C
1
M
1
9
9
6
1
1
2
,
0
5
3
,
8
6
6
9
8
5
,
1
7
3
,
6
4
0
,
2
1
×
А
Е
6
4
.
3
А
—
2
A
E
6
4
3
-
C
C
1
M
1
9
9
6
2
2
4
,
0
5
3
,
8
6
6
8
9
5
,
1
1
4
7
,
1
8
0
,
6
2
×
A
E
6
4
.
3
A
—
1
A
E
9
4
2
-
C
C
1
M
1
9
8
1
2
5
5
,
0
5
3
,
0
6
7
8
9
3
,
4
1
6
6
,
0
9
3
,
0
l
×
A
E
9
4
.
2
—
2
A
E
9
4
2
-
C
C
1
M
1
9
8
1
5
1
1
,
5
5
3
,
2
6
7
7
3
3
,
4
3
3
2
,
0
1
8
6
,
0
2
×
A
E
9
4
.
2
—
1
A
E
9
4
3
-
C
C
1
M
1
9
9
5
4
3
0
,
0
5
8
,
7
6
1
3
8
3
,
4
2
8
8
,
1
1
4
8
,
7
l
×
A
E
9
4
.
3
A
—
2
A
E
9
4
3
-
C
C
1
M
1
9
9
5
8
6
0
,
0
5
8
,
7
6
1
3
3
3
,
4
5
7
6
,
2
2
9
7
,
6
2
×
A
E
9
4
.
3
A
—
351
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
Ф
и
р
м
а
A
l
s
t
o
m
P
o
w
e
r
К
А
1
3
Е
2
-
1
1
9
9
3
2
5
7
,
0
5
3
,
5
6
7
2
8
4
,
4
-
l
×
G
T
1
3
E
2
Д
в
а
д
а
в
л
е
н
и
я
,
б
е
з
П
П
К
А
1
3
Е
2
-
2
1
9
9
3
5
1
7
,
0
5
3
,
8
6
6
9
0
4
,
4
-
-
2
×
G
T
1
3
E
2
Т
о
ж
е
К
А
1
3
Е
2
-
3
1
9
9
3
7
7
8
,
0
5
4
,
0
6
6
7
3
4
,
4
-
3
×
G
T
1
3
E
2
»
К
А
2
6
-
1
(
2
0
0
6
г
.
)
1
9
9
6
4
3
5
,
0
5
8
,
9
6
1
1
2
4
,
4
_
l
×
G
T
2
6
(
2
0
0
6
г
.
)
Т
р
и
д
а
в
л
е
н
и
я
,
П
П
К
А
2
6
-
2
(
2
0
0
6
г
.
)
1
9
9
6
8
7
0
,
0
5
9
,
0
6
1
0
2
4
,
4
-
-
2
×
G
T
2
6
(
2
0
0
6
г
.
)
Т
о
ж
е
К
А
2
6
-
1
(
2
0
1
1
г
.
)
1
9
9
6
4
7
3
,
0
6
0
,
2
5
9
8
0
3
,
0
-
-
l
×
G
T
2
6
(
2
0
0
6
г
.
)
»
К
А
2
6
-
1
(
2
0
1
1
г
.
)
1
9
9
6
4
6
7
,
0
5
9
,
5
6
0
5
5
4
,
4
-
-
l
×
G
T
2
6
(
2
0
1
1
г
.
)
»
К
А
2
6
-
2
(
2
0
1
1
г
.
)
1
9
9
6
9
4
7
,
0
6
0
,
2
5
9
7
5
3
,
0
-
-
2
×
G
T
2
6
(
2
0
1
1
г
.
)
»
К
А
2
6
-
2
(
2
0
1
1
г
.
)
1
9
9
6
9
3
5
,
0
5
9
,
5
6
0
5
0
4
,
4
-
2
×
G
T
2
6
(
2
0
1
1
г
.
)
»
Ф
и
р
м
а
G
E
E
n
e
r
g
y
1
0
6
F
A
1
9
9
1
1
1
8
,
4
5
5
,
0
6
5
4
0
4
,
1
7
8
,
3
0
4
4
1
,
6
2
9
l
×
6
F
A
Б
е
з
П
П
2
0
6
F
A
1
9
9
1
2
3
9
,
4
5
5
,
6
6
4
7
0
4
,
1
1
5
6
,
8
7
1
8
5
,
5
7
5
2
×
6
F
A
»
1
0
9
Е
1
9
7
9
1
9
3
,
2
5
1
,
9
6
9
3
2
4
,
1
1
2
9
,
3
7
9
6
6
,
8
2
8
l
×
9
E
»
2
0
9
Е
1
9
7
9
3
9
1
,
4
5
2
,
7
6
8
3
7
4
,
1
2
5
9
,
8
0
3
1
3
7
,
4
0
6
2
×
9
E
»
1
0
9
F
A
1
9
9
4
3
9
7
,
1
0
4
5
7
,
2
6
2
9
5
4
,
1
2
5
9
,
8
1
4
2
,
4
1
9
l
×
9
F
A
П
П
2
0
9
F
A
1
9
9
4
7
9
8
,
7
0
2
5
7
,
5
6
2
6
0
4
,
1
5
1
9
,
5
3
9
2
8
8
,
8
0
5
2
×
9
F
A
»
1
0
9
F
B
2
0
0
3
4
5
4
,
0
9
4
5
9
,
3
6
0
7
4
4
,
1
2
9
5
,
5
5
0
1
6
4
,
9
3
8
l
×
9
F
B
»
2
0
9
F
B
2
0
0
3
9
1
3
,
6
1
9
5
9
,
7
6
0
2
7
4
,
1
5
9
2
,
5
1
7
3
3
7
,
3
1
8
2
×
9
F
B
»
F
E
5
0
TM
2
0
1
1
5
1
2
,
0
3
7
6
1
,
0
5
9
0
2
4
,
1
3
3
9
,
1
2
1
1
8
1
,
5
8
1
l
×
F
E
5
0
TM
»
2
0
9
F
B
2
0
1
1
1
0
2
5
,
5
5
3
6
1
,
0
5
8
9
2
4
,
1
6
7
8
,
2
6
3
3
6
0
,
0
0
5
2
×
9
F
B
»
1
0
9
Н
1
9
9
7
5
2
0
,
0
6
0
,
0
6
0
0
0
4
,
1
-
-
1
×
9
0
0
1
H
О
д
н
о
в
а
л
ь
н
а
я
,
П
П
352
ГЛАВА 13
О
к
о
н
ч
а
н
и
е
т
а
б
л
.
1
3
.
1
Ф
и
р
м
е
н
н
о
е
о
б
о
з
н
а
ч
е
н
и
е
П
Г
У
Г
о
д
с
о
з
д
а
н
и
я
М
о
щ
н
о
с
т
ь
н
е
т
т
о
,
М
В
т
К
П
Д
н
е
т
т
о
,
%
У
д
е
л
ь
н
ы
й
р
а
с
х
о
д
т
е
п
л
о
т
ы
,
к
Д
ж
/
(
к
В
т
æ
ч
)
Д
а
в
л
е
н
и
е
в
к
о
н
д
е
н
-
с
а
т
о
р
е
,
к
П
а
М
о
щ
н
о
с
т
ь
Г
Т
У
,
М
В
т
М
о
щ
н
о
с
т
ь
п
а
р
о
в
о
й
т
у
р
б
и
н
ы
,
М
В
т
Ч
и
с
л
о
,
ш
т
.
,
и
т
и
п
Г
Т
У
О
с
о
б
е
н
н
о
с
т
и
т
е
п
л
о
в
о
й
с
х
е
м
ы
Ф
и
р
м
а
M
i
t
s
u
b
i
s
h
i
H
i
t
a
c
h
i
P
o
w
e
r
S
y
s
t
e
m
s
М
Р
С
Р
Ц
М
7
0
1
)
1
9
8
1
2
1
2
,
5
5
1
,
4
7
0
0
0
5
,
1
1
4
2
,
1
7
0
,
4
l
×
M
7
0
1
D
A
—
M
P
C
P
2
(
M
7
0
1
)
1
9
8
1
4
2
6
,
6
5
1
,
6
6
9
7
4
5
,
1
2
8
4
,
2
1
4
2
,
4
2
×
M
7
0
1
D
A
—
M
P
C
P
3
(
M
7
0
1
)
1
9
8
1
6
4
5
,
0
5
1
,
8
6
9
4
7
5
,
1
4
2
6
,
3
2
1
8
,
7
3
×
M
7
0
1
D
A
—
M
P
C
P
1
(
M
7
0
1
F
4
)
1
9
9
2
4
7
7
,
9
6
0
,
0
6
0
0
0
5
,
1
3
1
9
,
9
1
5
8
,
0
l
×
M
7
0
1
F
4
—
M
P
C
P
2
(
M
7
0
1
F
4
)
1
9
9
2
9
5
8
,
8
6
0
,
2
5
9
8
0
5
,
1
6
3
9
,
8
3
1
9
,
0
2
×
M
7
0
1
F
4
—
M
P
C
P
1
(
M
7
0
1
F
5
)
1
9
9
2
5
2
5
,
0
6
1
,
0
5
9
0
2
5
,
1
3
5
4
,
0
1
7
1
,
0
l
×
M
7
0
1
F
5
—
M
P
C
P
2
(
M
7
0
1
F
5
)
1
9
9
2
1
0
5
3
,
3
6
1
,
2
5
8
8
3
5
,
1
7
0
8
,
0
3
4
5
,
3
2
×
M
7
0
1
F
5
—
M
P
C
P
1
(
M
7
0
1
G
)
1
9
9
7
4
9
8
,
0
5
9
,
3
5
8
8
2
5
,
1
3
2
5
,
7
1
7
2
,
3
l
×
M
7
0
1
G
2
—
M
P
C
P
2
(
M
7
0
1
G
)
1
9
9
7
9
9
9
,
4
5
9
,
5
5
8
8
0
5
,
1
6
5
1
,
4
3
4
8
,
0
2
×
M
7
0
1
G
2
—
M
P
C
P
1
(
M
7
0
1
J
)
2
0
1
4
6
8
0
6
1
,
7
5
8
3
5
5
,
1
4
6
3
,
0
2
1
7
,
0
l
×
M
7
0
1
J
—
П
р
и
м
е
ч
а
н
и
е
.
В
с
к
о
б
к
а
х
д
л
я
Г
Т
У
и
П
Г
У
ф
и
р
м
ы
A
l
s
t
o
m
P
o
w
e
r
п
р
и
в
е
д
е
н
ы
г
о
д
ы
м
о
д
и
ф
и
к
а
ц
и
и
б
а
з
о
в
о
й
Г
Т
У
G
Т
2
6
и
с
о
о
т
в
е
т
с
т
в
у
ю
щ
и
х
м
о
д
и
ф
и
к
а
ц
и
й
П
Г
У
.
353
Устройство и функционирование парогазовых установок ТЭС и ТЭЦ
воздуха. Другая важная составляющая (0,4 %) — совершенствование паро-
турбинного цикла, в первую очередь повышения его параметров (макси-
мального давления цикла и температуры пара ВД и СД). Другие меропри-
ятия (увеличение степени сжатия в компрессоре, совершенствование
газовой турбины, подогрев топлива до 215 °С) дают суммарную эконо-
мию 0,5 %.
Контрольные вопросы
1. Дайте определение парогазовой установки. Является ли ГТУ-ТЭЦ парогазо-
вой установкой?
2. Из каких элементов состоит простейший котел-утилизатор?
3. В чем отличие котла-утилизатора от энергетического котла?
4. Почему экономичность ПТУ утилизационной ПГУ меньше, чем экономич-
ность традиционной ПТУ с энергетическим котлом?
5. Объясните механизм возникновения экономии топлива в утилизационной
ПГУ.
6. Назовите основные элементы тепловой электростанции с утилизационными
ПГУ.
7. Назовите преимущества и недостатки монарных ПГУ.
8. Назовите преимущества и недостатки ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ
в энергетический котел. Почему экономия топлива по сравнению традицион-
ными ТЭС у таких установок меньше, чем у утилизационных ПГУ?
9. Назовите преимущества и недостатки ПГУ с вытеснением регенерации.
10. Назовите области использования ПГУ с параллельной схемой.
11. Почему КПД ПГУ с дожиганием меньше, чем КПД утилизационной ПГУ?
12. В чем преимущества двухконтурного и трехконтурного котлов-утилизаторов
перед одноконтурным?
13. В чем преимущества утилизационной ПГУ перед ПГУ других типов?
14. Каковы преимущества и недостатки одновальных утилизационных ПГУ
перед многовальными?
15. Как классифицируются ПГУ по назначению?
16. Как классифицируются ПГУ по числу контуров генерации пара? Почему
в ПГУ число контуров генерации пара не превышает трех?
17. С какой целью в ПГУ используют промежуточный перегрев пара? Где в газо-
ходе КУ располагается промежуточный пароперегреватель?
18. Как классифицируются ПГУ по числу валов?
19. Почему многовальные ПГУ всегда строят только с одной паровой турбиной?
20. В чем состоит различие между ГТД и ГТУ?
21. Назовите системы, входящие в состав ГТУ и обеспечивающие ее работу.
Какие функции выполняет каждая из систем?
22. Назовите системы, входящие в состав паротурбинной установки и обеспечи-
вающие ее работу. Какие функции выполняет каждая из этих систем?
23. Каковы особенности получения горячей сетевой воды на ПГУ-ТЭЦ?
24. Какие виды топлива используются на парогазовой электростанции?
25. Назовите требования к параметрам природного газа, подаваемого к камерам
сгорания.
354
ГЛАВА 13
26. Назовите функции блочного пункта подготовки газа на парогазовой электро-
станции. Как осуществляется подготовка к сжиганию природного газа
в камере сгорания ГТУ?
27. Как организуется снабжение ГТУ резервным жидким топливом на парогазо-
вой электростанции?
28. Назовите основные функции КВОУ.
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов /
А.Д . Трухний. М .: Издательский дом МЭИ, 2013.
2. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций : учеб-
ное пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д . Буров, А.Н . Ремезов; под ред. С .В . Цанева. М.:
Издательский дом МЭИ, 2009.
355
Глава четырнадцатая
ТЕХНИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ, СОСТОЯНИЕ
И ПЕРСПЕКТИВЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ
Содержание
14.1. Понятие о техничес ом ровне энер ети и и теплоэнер ети и
14.2. Номен лат ра енерир ющих теплоэнер етичес их мощностей
и стр т ра выработ и эле троэнер ии
14.3. Возрастной состав обор дования ТЭС и ТЭЦ России
14.4. Э ономичность эле тростанций
14.5. Маневренность энер етичес о о обор дования
14.6. Причины техничес о о отставания российс ой теплоэнер ети и
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
14.1. Понятие о техничес ом ровне энер ети и и теплоэнер ети и
Технический уровень энергетики характеризуется способностью ее
генерирующих объектов (ТЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС и других электростанций)
и электрических сетей обеспечить потребителей в любой момент вре-
мени требуемым количеством электрической и тепловой энергии нужного
качества (нормированных частоты и напряжения для электроэнергии
и нормированных температуры и давления для сетевой воды) с высо-
кими экономичностью, надежностью производства и максимальной
безопасностью, с минимальным вредным влиянием на людей и окружаю-
щую среду.
Из этого определения следует, что потребителю необходима не элек-
трическая и тепловая энергия вообще, а вполне определенного качества.
Его, например, не устроит частота сети 48 Гц, ведь тогда производитель-
ность такого оборудования, как станки, насосы и др.,
снизится.
Не устроит его в ряде случаев и частота сети 51 Гц, — при этом будут
происходить перегрузка электродвигателей и преждевременный выход их
из строя. Тем более недопустим недостаточный нагрев прямой сетевой
воды на ТЭЦ при суровых морозах.
Жестко поставленные требования к качеству электроэнергии и пара-
метрам сетевой воды и порождают главную проблему производства элек-
троэнергии: в любой момент времени при любых потребностях в элек-
трической и тепловой энергии их источники должны производить
столько электрической и тепловой энергии, чтобы ее параметры (каче-
ство) оставались в нормативных пределах. Это выполняется системой
356
ГЛАВА 14
автоматического регулирования электростанций, а также их эксплуатаци-
онным персоналом по указанию диспетчерских служб энергосистем
путем нагружения, разгружения, пуска и остановки отдельных турбогене-
раторов. К сожалению, ни один из видов генерирующих источников
не является универсальным в том смысле, что он готов работать легко,
свободно, экономично и надежно в любых режимах. Например гидротур-
бины ГЭС способны в считанные секунды без каких-либо последствий
для оборудования изменять свою нагрузку, но вынуждены работать при
максимальной и постоянной нагрузке весной (при переполняемых павод-
ковыми водами водохранилищах). Еще несколько примеров: энергоблоки
АЭС не могут разгружаться (без резкого снижения экономичности
и надежности) ниже 50—60 % номинальной мощности. Автономные ГТУ
способны очень быстро и сравнительно безопасно для себя изменять
электрическую нагрузку, но не должны долго работать из-за сравни-
тельно низкой экономичности. ТЭЦ способны участвовать в регулирова-
нии электрической нагрузки лишь в узком диапазоне, так как во многих
случаях эта нагрузка определяется требованиями потребителей тепловой
энергии. Мощные паротурбинные энергоблоки не могут работать с час-
тыми и быстрыми остановками без появления трещин в основных дета-
лях. Таким образом, высокий технический уровень энергетики может быть
обеспечен только при гармоничной структуре генерирующих мощностей:
в энергосистеме должны быть и АЭС, вырабатывающие дешевую электро-
энергию, но имеющие серьезные ограничения по диапазону и скорости
изменения нагрузки, и ТЭЦ, отпускающие тепло и электроэнергию, количе-
ство которой зависит от потребностей в тепле, и мощные паротурбинные
энергоблоки, работающие на тяжелом топливе, и мобильные автономные
ГТУ, покрывающие кратковременные пиковые нагрузки.
Основным показателем технического уровня ТЭС и АЭС является эко-
номичность. Связано это с тем, что в эксплуатационных издержках при
производстве на ТЭС электрической и тепловой энергии стоимость топ-
лива является определяющей. Любые неполадки, вынужденные простои
оборудования, технические ограничения мощности, старение и аварии
сразу же сказываются на экономичности теплоэнергетических объектов,
и поэтому она объективно отражает технический уровень теплоэнерге-
тики.
14.2. Номен лат ра енерир ющих теплоэнер етичес их
мощностей и стр т ра выработ и эле троэнер ии
Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 1.01.2015 г.,
по данным Системного оператора, составила примерно 232,5 ГВт, а выра-
ботка электроэнергии — 1025 млрд кВтæч.
В табл. 14.1 представлены данные по установленной мощности и выра-
ботке электроэнергии для разных видов генерирующего оборудования.
357
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
Как видно из таблицы, доля ТЭС в установленной мощности превы-
шает 68 %, а в выработке электроэнергии — 60 %, таким образом, ТЭС
являются основными производителями электроэнергии в России.
В свою очередь, установленная мощность ТЭС состоит из трех состав-
ляющих: мощностей традиционных КЭС, традиционных ТЭЦ и парогазо-
вых электростанций. Их доли в общей установленной мощности России
составляют соответственно 30,3, 27,6 и 10,3 %. Таким образом, установ-
ленные мощности КЭС и ТЭЦ и соответственно выработки ими электро-
энергии примерно равны. Заметим также, что за 15 лет установленная
мощность парогазовых электростанций достигла с нуля 10,3 % и почти
сравнялась с установленной мощностью АЭС.
На рис. 14.1 приведено сравнение долей установленной мощности
и выработки электроэнергии для основных видов генерации. Из рисунка
видно, что лидирующие позиции по этим показателям занимают ТЭС.
Видно также, что доля выработки АЭС существенно (почти в 1,5 раза) пре-
вышает ее долю в установленной мощности. Связано это с двумя обстоя-
тельствами. Во-первых, с надежностью реакторной установки, не допус-
кающей быстрых изменений электрической нагрузки и, следовательно,
генерации пара. Во-вторых, с экономическими аспектами: АЭС стоит
существенно дороже ТЭС, и для окупаемости ее строительства необхо-
димо, чтобы АЭС работала постоянно и с возможно большей мощностью.
Поэтому вся тяжесть покрытия переменной части графика нагрузки
ложится на ТЭС и ГЭС, для чего и необходимо иметь запас установлен-
ной мощности.
Конечно, установленная мощность энергосистемы всегда больше
реально используемой. В качестве примера на рис. 14.2 показана структура
баланса мощности ЕЭС России во время максимума нагрузки по состоя-
нию на 31.01.2014 г. Из установленной на тот момент мощности 226,5 ГВт
реально использовалось только 156,9 ГВт (на потребление и экспорт).
При этом 31,1 ГВт мощности находились в так называемом выпускаемом
резерве, т.е. могут быть использованы в энергосистеме для поддержания
Таблица 14.1
Установленная мощность электростанций России (по состоянию на 1.01.2015 г.)
и выработка электроэнергии в 2014 г.
Тип электростанции
Установленная мощность
Выработка электроэнергии
млн кВт
%
млрд кВтæч%
ТЭС
158,5
68,2
621,1
60,6
ГЭС
47,7
20,5
167,1
16,3
АЭС
26,3
11,3
180,3
17,6
Электростанции
промышленных
предприятий
—
—
56,5
5,5
Итого по России
232,5
100
1025,0
100
358
ГЛАВА 14
постоянной части сети, а также в случае аварий и непредвиденных обсто-
ятельств. Остальные 46,3 ГВт недоступны из-за временных ограничений
(например, для ГЭС из-за маловодного года), плановых и аварийных
ремонтов или невозможности выдачи электроэнергии в ЕЭС (так называ-
емый невыпускаемый резерв) из-за ограниченной пропускной способ-
ности электрических сетей.
70
60
50
40
30
20
10
0
%
ТЭС
ГЭС
АЭС
—
установленная мощность, %
—
выработка электроэнергии, %
Рис. 14.1. Сравнение установленной мощности и выработки электроэнергии электростан-
циями России по состоянию на 1.01.2015 г.
Ограничения — 14,7 ГВт
Невыпускаемые резервы — 7 ГВт
Ремонты — 24,6 ГВт
Выпускаемые резервы — 31,1 ГВт
Потребление — 154,7 ГВт
Экспорт — 2,2 ГВт
Всего — 226,5 ГВт
Рис. 14.2. Структура баланса мощности ЕЭС России во время максимума нагрузки
по состоянию на 31.01.2014 г.
359
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
Установленная мощность России формируется 725 электростанциями
(мощностью более 5 МВт), из которых 668 входят в состав ЕЭС. Из этого
числа электростанций 337 являются тепловыми, 97 — гидравлическими,
9 — атомными, а 223 входят в состав промышленных предприятий.
В табл. 14.2 приведены данные по числу ТЭС ЕЭС в зависимости от их
мощности. Из таблицы видно, что значительную долю установленной
мощности ТЭС составляют маломощные электростанции, обладающие,
конечно, низкой экономичностью.
В общей генерирующей мощности ТЭС России (154,5 ГВт) 45,4 %
составляют энергоблоки, включающие:
конденсационные энергоблоки СКД в основном мощностями 300, 500,
800 и 1200 МВт с промежуточным перегревом пара на параметры
23,5 МПа / 540/540 °С;
теплофикационные энергоблоки СКД мощностью 250 МВт на такие же
параметры;
энергоблоки на докритические параметры (12,8 МПа / 540/540 °С)
в основном с турбинами ЛМЗ К-200-12,8 и Т-180-12,8 и турбинами ХТЗ
К-150-12,8.
Многие из перечисленных энергоблоков модернизированы, некоторые
заменены на более совершенные, но это не меняет общей картины значи-
тельного числа устаревших энергоблоков, требующих замены или вывода
из эксплуатации.
Другая значительная часть установленной мощности (40,1 %) прихо-
дится на неблочное оборудование (ТЭС с поперечными связями) на пара-
метры 12,8 МПа/540 °С с паровыми теплофикационными турбинами УТЗ
Т-175-12,8, Т-100-12,8, Т-50-12,8, ПТ-135-12,8, ПТ-50-12,8, Р-100-12,8
и ЛМЗ типов ПТ-80-12,8, ПТ-60-12,8 и Р-50-12,8. Многие из этих турбин
также подверглись модернизации, а некоторые заменены на более совер-
шенные.
Очень серьезные изменения в структуре установленной мощности
в последнее десятилетие произошли в связи с массовым строительством
парогазовых электростанций (ПГУ-КЭС и ПГУ-ТЭЦ). Их установленная
мощность достигла 18 ГВт, что составляет примерно 12 % установленной
мощности ТЭС.
Вместе с тем, как видно из табл. 14.2, суммарная мощность электро-
станций мощностью 10—600 МВт с устаревшими агрегатами еще мень-
Таблица 14.2
Число ТЭС России для различных диапазонов мощностей
Показатель
Диапазон мощности, МВт
5—9 10—99 100—599 600—999 1000—1999 2000 и более
Число ТЭС
7
115
155
18
31
11
Осредненная суммарная
мощность ТЭС, ГВт
0,05
6,3
54,2
14,4
46,5
Более 22
360
ГЛАВА 14
шей мощности и экономичности, не соответствующих современному
уровню, достигает 60 ГВт. К сожалению, публикуемые официальные дан-
ные не позволяют точно определить состав и долю этих устаревших агре-
гатов, однако по косвенным данным их суммарная мощность находится
на уровне 20 ГВт, т.е. примерно 12 %. В основном это ТЭС с поперечными
связями на параметры 8,8 МПа/530 °С.
Более детальное представление о состоянии теплоэнергетики России
дает рассмотрение номенклатуры установленных паровых турбин.
Дальнейший анализ выполнен на основе информации на 1.01.2013 г.
К сожалению, более новой информацией автор не располагает. Однако
развитие энергетической отрасли, в частности генерирующих объектов,
столь инерционно, что можно считать выводы из приведенных данных
достоверными и сегодня.
В табл. 14.3 представлены данные по энергоблокам СКД, установленным
на ТЭС России. Конденсационные энергоблоки СКД составляют примерно
25 % по мощности. Большая часть установленной мощности и выработки
электроэнергии обеспечивается 75 энергоблоками мощностью 300 МВт.
Почти 8 % установленной мощности ТЭС приходится на энергоблоки
мощ ностью 800 МВт, которые, наравне с энергоблоком мощностью 1200
МВт, являются лучшими в нашей теплоэнергетике. Примерно 3,5 % уста-
новленной мощности составляют уникальные (даже по меркам мировой
теплоэнергетики) теплофикационные энергоблоки 250 МВт с промежу-
точным перегревом пара.
В табл. 14.4 представлена номенклатура энергоблоков с промежуточ-
ным перегревом пара на начальное давление 130 ат (12,8 МПа). При-
мерно 11 % установленной мощности ТЭС имеют энергоблоки мощно-
стью 200 МВт, которые никак нельзя отнести к современным ни по
уровню мощности, ни по уровню экономичности. Не лучшими представ-
ляются и энергоблоки 160 МВт.
Таблица 14.3
Номенклатура и установленные мощности энергоблоков СКД ТЭС России
по состоянию на на 1.01.2013 г.
Мощность энергоблоков, МВт
Число
установленных энергоблоков
Установленная мощность
МВт
%
Конденсационных:
1200
800
500
300
1
15
6
75
1200
12 000
2885
21 199
0,77
7,77
1,87
14,40
Ито го
96
38 820
24,81
Теплофикационных:
250
22
5470
3,54
Ито го
118
44 290
28,35
П р и м е ча н и е. Суммарная установленная мощность энергоблоков 154,5 млн кВт.
361
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
Как уже отмечалось ранее, 40,1 % установленной мощности ТЭС прихо-
дится на неблочное теплофикационное оборудование, включающее в себя
более 500 паровых турбин, из которых по 200 шт. составляют турбины
типа Т мощностью 50—185 МВт и типа Р мощностью 40—100 МВт.
Около 100 паровых турбин мощностью 40—100 МВт имеют два регули-
руемых отбора пара (промышленный и теплофикационный). Эти турбины
вырабатывают примерно столько же электроэнергии, сколько и энерго-
блоки СКД, но надо помнить, что эта выработка определяется потребно-
стями в тепловой энергии (производственный пар или сетевая вода),
от которых зависит и электрическая мощность. Однако важно то, что
ТЭЦ только рассматриваемого типа, выполняя свою роль источников теп-
ловой энергии, обеспечивают очень высокий процент выработки электро-
энергии.
Значительную долю (примерно 15 ГВт), т.е. 10 % установленной мощ-
ности, составляет устаревшее оборудование на начальное давление 8,8 МПа,
введенное еще в 40—50-е годы прошлого века. Это конденсационные
паровые турбины мощностью 25—100 МВт (примерно 70 шт.), турбины
типа Т мощностью 25—100 МВт (примерно 70 шт.), турбины типов ПТ, П
и ПР мощностью 9—80 МВт (более 150 шт.), турбины с противодавле-
нием малой мощности (примерно 60 шт.).
Особое место в установленной мощности заняли ПГУ. В общей уста-
новленной мощности ТЭС она достигла 11,4 %. Их номенклатура в основ-
ном связана с типом используемых ГТУ.
На территории России сегодня реально производится только одна
ГТУ-160. На ее базе построено большое число двухконтурных ПГУ-ТЭЦ
в виде дубль-блоков ПГУ-450 и двухвальных моноблоков ПГУ-230. Эти
ПГУ имеют неоспоримые преимущества перед традиционными ТЭЦ в части
бóльшей (почти в 1,5 раза) выработки электроэнергии на тепловом потреб-
Таблица 14.4
Номенклатура и установленные мощности энергоблоков
с промежуточным перегревом пара на начальное давление 130 ат (12,8 МПа)
на ТЭС России по состоянию на 1.01.2013 г.
Мощность энергоблоков, МВт
Число
установленных энергоблоков
Установленная мощность
МВт
%
Конденсационных:
200
160
84
36
17 088
5330
11,06
3,45
Ито го
120
22 418
14,51
Теплофикационных:
180
22
3923
2,54
Ито го
142
26 341
17,05
П р и м е ча н и е. Суммарная установленная мощность энергоблоков 154,5 млн кВт.
362
ГЛАВА 14
лении, высокой экономичности (50— 51 %) при работе в конденсацион-
ном режиме (в летнее время), хороших экономических показателей.
Наряду с этими ПГУ введены в эксплуатацию многочисленные трехкон-
турные парогазовые энергоблоки с мощными ГТУ (270—300 МВт) и про-
межуточным перегревом пара с КПД 56—58 %. Они построены на базе
практически всех хорошо освоенных зарубежных ГТУ. Это многочисленные
ПГУ фирмы Siemens с ГТУ SGT5-4000F, фирмы Mitsubishi с ГТУ
M701F4, фирмы GE Energy с ГТУ MS9001FA и 9FB, фирмы Alstom Power
с ГТУ GT26. Мощность этих ПГУ составляет 400— 430 МВт. Выполнены
они как по одновальным, так и двухвальным компоновкам. Можно с уве-
ренностью сказать, что в российской теплоэнергетике полностью освоены
современные парогазовые технологии, и проблемы состоят лишь в отсут-
ствии собственных современных ГТУ и, что не менее важно, производства
элементов горячего тракта ГТУ для ремонта и замены при их техническом
обслуживании.
Кроме перечисленных, на ряде электростанций использовались зару-
бежные ГТУ меньшей мощности (ГТУ АЕ64.3А фирмы Ansaldo Energia,
PG6111FA фирмы GE Energy, GT13E2 фирмы Alstom Power) как в классиче-
ских утилизационных схемах ПГУ, так и в надстройках с использованием
ГТУ в блоке с котлами-утилизаторами для работы на общий коллектор.
В заключение отметим, что в 2011 г. на Киришской ГРЭС был введен
в эксплуатацию дубль-блок ПГУ-800 мощностью 800 МВт, состоящий
из двух ГТУ SGT5-4000F, двух котлов-утилизаторов П-132 ОАО «ЭМАльянс»
и существующей паровой турбины К-300 -240 ЛМЗ, приспособленной для
работы с котлами-утилизаторами (с ликвидацией системы регенерации,
снижением начального давления до 13,3 МПа и модернизацией проточной
части паровой турбины с учетом изменившихся расходов пара), получившей
маркировку К-245-13,3. В зависимости от температуры наружного воздуха
суммарная мощность ГТУ изменяется от 502 (+30 °С) до 602 МВт (–30 °С),
а мощность ПГУ — соответственно от 760 до 830 МВт. По данным испы-
таний, при мощности блока 795 МВт КПД ПГУ брутто составил 55,14 %,
а удельный расход топлива на отпуск электроэнергии — 224,5 г/(кВтæч).
Ввод в эксплуатацию 18 ГВт высокоэкономичных парогазовых энерго-
блоков, без сомнения, «облагородил» общую картину энергетики России.
Однако он породил и новую проблему. Переходя к ее изложению, прежде
всего заметим, что ввод новых мощностей в первую очередь предназна-
чался для того, чтобы исключить «крест Чубайса» — дефицит электро-
энергии в связи с ростом ее потребления на фоне естественного вывода
оборудования ТЭС, исчерпавшего свой ресурс. Кроме того, в стране появи-
лись рынок электроэнергии и рынок мощности как платы за ее (электро-
энергии) гарантированное предоставление. Следствием этого стал конку-
рентный отбор мощности — покупка Системным оператором ЕЭС
наиболее дешевой электроэнергии у наиболее экономичных электростан-
ций. В результате уже к началу 2014 г. объем неотобранных мощностей
363
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
составил более 3 ГВт, в 2015 г.
—
более 14 ГВт, а в 2016 г. он составит
более 19 ГВт. Казалось бы, что возникшая проблема решается очень
просто: выводом из генерации устаревших низкоэкономичных мощностей
(ради чего и вводилось новое высокоэкономичное оборудование). Однако
оказалось, что некоторые из устаревших мощностей вывести невозможно
либо по техническим (например, из-за возможного нарушения работы
электрических сетей), либо социальным (например, из-за отключения
населения от источника теплоты) причинам. Кроме того, вывод оборудо-
вания требует значительных расходов (по некоторым данным, по 500
долл. США за 1 кВт выводимой мощности). Наконец, этот избыток мощ-
ностей образовался и за счет спада производства в связи с экономическим
кризисом, длительность которого достоверно никто предсказать не может.
Одним словом, сегодня нет ответа на вопрос, как поступать с профицитом
мощности (оплачивать ли потребителям дорогую электроэнергию, кон-
сервировать ли оборудование, поддерживая его в работоспособном состо-
янии, или выводить из эксплуатации). Наверное, в каждом конкретном
случае будет свой ответ.
14.3. Возрастной состав обор дования ТЭС и ТЭЦ России
Значительная доля оборудования ТЭС и электрических сетей, исчер-
павших свой расчетный срок службы, — это главная проблема энергетики
России. Опасность лавинообразного выхода из строя оборудования элект-
ростанций из-за его старения заставляет самым серьезным образом отнес-
тись к этой проблеме. Здесь мы рассмотрим ее истоки — возрастной
состав оборудования.
На рис. 14
.
3 представлена возрастная структура оборудования ЕЭС
России за последние 25 лет. Если средний возраст оборудования ЕЭС сис-
темы в год распада СССР составлял 18,1 лет, то к 2010 г. он достиг почти
33 года. Причина этого понятна: в эти годы, хотя и происходил ввод
20
25
10
5
0
15
1995
2000
2005
2010
2012
1990
35
Средний возраст, годы
30
2015 (прогноз)
22
26,2
29,6
32,9
32,9
18,1
30
Годы
Рис. 14.3. Изменение возрастной структуры генерирующих мощностей России за 25 лет
364
ГЛАВА 14
нового оборудования, старение оборудования шло быстрее. Перелом
наметился лишь в 2012 г., когда начался реальный ввод новых парогазо-
вых блоков и ряда мощных атомных энергоблоков. При этом структура
мощностей традиционных паросиловых энергоблоков, в основном энер-
гоблоков с турбинами 200, 300 и 800 МВт, изменилась очень мало.
Как видно из рис. 14.4, более половины оборудования ТЭС имеют воз-
раст от 31 до 50 лет, а 22 % — свыше 50 лет. Иными словами, 3/4 обору-
дования проработало более 30 лет. К сожалению, детальные данные по
возрасту отдельных энергоблоков не опубликованы, что не позволяет
выполнить анализ, аналогичный тому, который был представлен в более
ранних изданиях настоящей книги. Можно лишь сослаться на работу
В.М. Неуймина по анализу эксплуатации энергоблоков 300 МВт. По этим
данным, к 2010 г. 68 паровых турбин из 76 установленных отработали
свой парковый ресурс (см. гл. 16). При этом после 35 лет эксплуатации
продолжительность вынужденных простоев увеличивается в 1,5—2,0 раза,
апосле40лет—в4раза.
Ясно, что возраст энергоблоков 200 МВт еще больше.
Особо следует сказать о переспективе эксплуатации энергоблоков мощ-
ностью 800 МВт, обеспечивающих примерно 10 % выработки электроэнер-
гии. Энергоблоки мощностью 800 МВт — «молоды» по сравнению
с оборудованием, рассмотренным выше. Энергоблоки 200 и 300 МВт были
спроектированы для работы с начальной температурой и температурой
промперегрева 565 °С, а затем сразу же после изготовления эти темпера-
туры были снижены до 540 °С для обеспечения надежности паропроводов.
Это создало резерв долговечности и в дальнейшем обеспечило парковый
ресурс 220 тыс. ч для турбин ЛМЗ и 170 тыс. ч для турбин ХТЗ. Турбины
для энергоблоков 800 МВт проектировались сразу же на температуру све-
жего и вторично перегретого пара 540 °С. Поэтому их расчетный ресурс
100 тыс. ч может оказаться весьма близким к парковому. Это покажет бли-
жайшее будущее.
—
до 30 лет
—
от31до50лет
—
свыше 50 лет
ТЭС
ГЭС
АЭС
26%
22%
65%
52%
57%
35%
22%
21%
Рис. 14.4. Возраст оборудования электростанций России
365
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
14.4. Э ономичность эле тростанций
На рис. 14.5 показана экономичность оборудования конденсационных
электростанций России. Числа над столбцами дают значения удельного
расхода условного топлива, значения в овалах — КПД нетто, в рамках —
осредненные значения удельного расхода топлива для суммарного числа
энергоблоков каждого типа. Последний столбец получен осреднением дан-
ных для ТЭС всей России. Точнее, эти значения найдены делением суммар-
ного количества электроэнергии, отпущенной всеми ТЭС, на то расчетное
суммарное количество условного топлива, которое затрачено для ее выра-
ботки. Еще раз подчеркнем, что поскольку расход топлива при выработке
электрической и тепловой энергии на ТЭЦ распределяется между ними
условно, то сам удельный расход является условной величиной в тем боль-
шей степени, чем больше доля электроэнергии, выработанной на тепловом
потреблении. Тем не менее, если способ разделения экономии топлива
не изменяется из года в год, то получаемые расчетные значения правильно
отражают тенденцию, но не позволяют их сравнить с теплоэнергетикой
других стран, где доля теплофикации другая (или ее нет совсем).
Из рис. 14.5 видно, что экономичность энергоблоков, спроектированных
даже на одинаковые параметры (1200, 800 и 300 МВт), зависит от мощно-
сти: чем больше мощность, тем выше КПД.
Недопустимо низким является КПД конденсационных ТЭС на началь-
ное давление 90 ат (8,8 МПа), который составляет 26,6 %.
Следует подчеркнуть, что представленная на рис. 14.5 экономичность
отражает не только технический уровень оборудования, но и условия его
эксплуатации. Чем ниже электрическая мощность, при которой работает
турбина, по отношению к номинальной, чем больше число пусков и оста-
новов в резерв, чем больше отличие параметров работы (начальных пара-
метров пара и пара промежуточного перегрева, давления в конденсаторе
и др.) от номинальных, чем дольше служит оборудование, тем ниже экс-
плуатационная экономичность. Кроме «эксплуатационной экономичности»
существует понятие «парадной экономичности» — КПД нового, неизно-
шенного энергоблока при номинальном режиме и номинальных парамет-
рах. Парадная экономичность всегда выше эксплуатационной, иногда
на несколько абсолютных процентов. Поэтому при сравнении экономич-
ности оборудования, особенно когда речь идет о десятых долях процентов,
всегда следует учитывать эти обстоятельства.
Для сравнения экономичности российских и зарубежных ТЭС доста-
точно рассмотреть рис. 14.6. Типичные новые пылеугольные энергоблоки
ТЭС западных стран имеют КПД на уровне 45 %. Даже если учесть неко-
торую некорректность сравнения средних показателей группы энергобло-
ков России и лучших западных ТЭС, разница в КПД составит не менее 5 %
(абс.), что дает разницу в расходе топлива 10 —12 %.
Еще большее различие возникает при сравнении с парогазовыми техно-
логиями. Введенные в эксплуатацию в России парогазовые энергоблоки
ПГУ-450Т в конденсационном режиме имеют КПД на уровне 50 %. Трех-
366
ГЛАВА 14
Р
и
с
.
1
4
.
5
.
Э
к
о
н
о
м
и
ч
н
о
с
т
ь
к
о
н
д
е
н
с
а
ц
и
о
н
н
ы
х
э
л
е
к
т
р
о
с
т
а
н
ц
и
й
Р
о
с
с
и
и
:
1
—
г
а
з
о
м
а
з
у
т
н
ы
е
э
н
е
р
г
о
б
л
о
к
и
;
2
—
п
ы
л
е
у
г
о
л
ь
н
ы
е
э
н
е
р
г
о
б
л
о
к
и
Экономичность, г/( Втæч)
5
0
0
4
0
0
3
0
0
2
0
0
1
0
0
0
С
р
е
д
н
я
я
п
о
Р
о
с
с
и
и
(
3
6
,
3
%
)
3
3
8
,
5
1
,
2
4
6
1
,
7
(
2
6
,
6
)
1
,
2
3
8
2
,
5
3
7
3
,
3
(
3
2
,
2
)
(
3
3
,
8
)
3
6
4
,
2
2
1
3
2
,
9
3
6
4
,
9
3
5
3
,
8
(
3
3
,
7
)
(
3
5
,
9
)
3
4
2
,
9
2
1
3
4
,
8
3
6
5
,
5
3
4
0
,
9
(
3
3
,
7
)
(
3
7
,
5
)
3
2
7
,
7
2
1
3
6
,
1
К
Э
С
,
9
0
а
т
1
5
0
М
В
т
2
0
0
М
В
т
3
0
0
М
В
т
8
0
0
М
В
т
1
2
0
0
М
В
т
3
3
7
,
4
3
1
1
,
5
3
0
6
,
2
1
(
4
0
,
2
%
)
2
1
3
9
,
2
%
3
1
3
,
8
(
3
6
,
5
)
(
3
9
,
5
)
367
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
контурные ПГУ с промежуточным перегревом пара имеют КПД на уровне
58 %, а лучшие западные ПГУ — более 61 %.
Таким образом, экономичность оборудования, установленного на ТЭС
России, существенно ниже экономичности современного, и последствия
этого выражаются прежде всего в значительном перерасходе топлива и
соответственно в ухудшенных экономических показателях ТЭС.
14.5. Маневренность энер етичес о о обор дования
Одним из основных показателей уровня развития энергетики является
структура генерирующих мощностей. Это означает, что в ней должно быть
оборудование, эффективно работающее для покрытия базовой, полупико-
вой и пиковых зон графика нагрузки. АЭС не могут работать при перемен-
ных нагрузках, и поэтому они покрывают базовую (постоянную) часть гра-
фика нагрузки. Сезонные колебания уровня воды в водохранилищах также
не позволяют привлекать ГЭС к регулированию нагрузки в полной мере.
В этих условиях, а также при преобладании в энергосистеме теплоэнерге-
тических мощностей использование последних для покрытия полупиковой
и пиковой частей графика нагрузки становится неизбежным. Однако не все
ТЭС пригодны для этого. Основным назначением ТЭЦ является выработка
тепла для отопления, и поэтому их возможности в регулировании электриче-
ской мощности ограничены. Привлечение к регулированию графика нагрузки
мощных энергоблоков также затруднительно из-за их конструктивных осо-
бенностей: высокие начальные давление и температура и использование
промежуточного перегрева провоцируют появление в деталях турбин высо-
ких температурных напряжений и неодинаковости тепловых расширений
КПД, %
7
6
5
4
3
2
70
60
50
40
30
20
10
61,0
58,0
50,0
45,0
36,7
40,3
1
0
36,3
Рис. 14.6. Сравнение экономичности энергоблоков ТЭС России и Запада:
1 — средний КПД по ТЭС России; 2 — КПД газомазутного энергоблока 800 МВт Нижневар-
товской ГРЭС; 3 — средний КПД пылеугольных энергоблоков 500 МВт Рефтинской ГРЭС;
4— средний КПД зарубежных пылеугольных энергоблоков нового поколения на повышен-
ные параметры пара; 5 — КПД ПГУ-450Т при работе в конденсационном режиме; 6 — КПД
трехконтурных ПГУ утилизационного типа с промежуточным перегревом пара; 7 — КПД
лучших западных ПГУ
368
ГЛАВА 14
ротора и статора, что, в конечном счете, приводит либо к снижению надеж-
ности, либо к существенным ограничениям возможности изменения
нагрузки.
Под маневренностью понимают комплекс свойств ТЭС, энергоблоков,
котлов, паровых и газовых турбин, определяющих их способность быстро
откликаться на требование энергосистемы изменить свою мощность, быстро
осуществлять пуски и остановы без снижения надежности оборудования
в недопустимых пределах.
К числу наиболее важных свойств, входящих в этот комплекс, относятся:
1) регулировочный диапазон энергоблока, число допустимых изменений
нагрузки и скорость их изменения в пределах регулировочного диапазона;
2) длительности пуска энергоблока после простоев различной продол-
жительности и их допустимое число за срок службы;
3) возможность работы при аварийных режимах в энергосистеме.
Реализация этих свойств зависит от целого ряда факторов: вида топлива,
на котором работает ТЭС или энергоблок, параметров пара, назначения
и конструкции котла, турбины и др.
Регулировочный диапазон энергоблока определяется верхним и нижним
пределами нагрузки, т.е. интервалом ее изменения, внутри которого мощ-
ность может меняться автоматически и без изменения состава вспомога-
тельного оборудования и числа горелочных устройств котла. Это означает,
что при снижении нагрузки не включается БРОУ для направления части
пара в обвод турбины в конденсатор, а при повышении нагрузки не отклю-
чаются ПВД или сетевые подогреватели (для теплофикационных блоков).
Нижний предел регулировочного диапазона для энергоблоков, работающих
на газе и мазуте, должен составлять не более 20—30 %, на пылеугольном
топливе — не более 60—70 % (в зависимости от типа шлакоудаления
в котле). При изменении нагрузки внутри регулировочного диапазона тем-
пературы свежего пара и пара промежуточного перегрева должна подде-
рживаться в строгих пределах, чтобы не вызвать отрицательных последс-
твий.
При работе турбины внутри регулировочного диапазона должна обес-
печиваться без вредных последствий вполне определенная скорость изме-
нения нагрузки. Если давление перед турбиной поддерживается постоян-
ным, то средняя скорость изменения нагрузки может составлять 1—1,5 %
номинальной мощности в минуту. Например, для газомазутного блока
мощностью 800 МВт снижение мощности до 500 МВт может произво-
диться за 25 мин и более. В реальных условиях в отдельные периоды ско-
рость изменения нагрузки может быть и выше, однако тогда диапазон
изменения нагрузки должен быть меньше; должна снижаться скорость
изменения нагрузки и после «скачка» последней.
Например, при изменении нагрузки в пределах 20— 25 % номиналь-
ной мощности может быть допущена скорость ее изменения до 4 % номи-
нальной мощности в минуту, но тогда последующее изменение мощности
(в том же направлении) должно быть ограничено значением 0,7—1 %
в минуту. Причина этого требования очевидна: малоцикловая прочность
369
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
деталей энергоблока определяется разностями температур в детали, а они
зависят от диапазона и скорости изменения температуры в проточной
части турбины. В свою очередь, эти значения зависят от диапазона
и скорости изменения нагрузки, поэтому, варьируя их, можно управлять
температурными напряжениями.
Развитие теплоэнергетических мощностей в России в период 1950—
1985 гг. происходило путем максимального наращивания базовых энерге-
тических мощностей путем строительства энергоблоков СКД (300, 500,
800 и 1200 МВт), теплофикационных установок (вплоть до энергоблоков
СКД мощностью 250 МВт) и АЭС (энергоблоки 440 и 1000 МВт).
С начала 60-х годов прошлого века, когда в массовом порядке вводи-
лись энергоблоки докритического давления 150 и 200 МВт, а также энер-
гоблоки СКД 300 МВт, возник вопрос о покрытии переменной части гра-
фика нагрузки. Однако в условиях нехватки генерирующих мощностей
эта задача отодвигалась на второй план, и долгое время считалось, что ее
решение может быть получено сравнительно легко за счет использования
преимуществ единой энергетической системы и работы во время пиков
потребления устаревшего оборудования, в частности конденсационных
турбин К-50-90 и К-100-90.
С начала 70-х годов стало ясно, что решить проблему покрытия пере-
менной части графика при массовом вводе энергоблоков, не рассчитан-
ных на работу в маневренном режиме, невозможно.
Для покрытия пиков нагрузки строились газовые турбины ГТ-100
(первый агрегат — в 1970 г.), работающие на специальном маловязком
«газотурбинном» жидком топливе. ГТУ имели расчетную начальную тем-
пературу 750 °С (реально — 670 °С), КПД на уровне 21 % (расчетный —
28 %). Эти агрегаты были установлены на Краснодарской и Симферо-
польской ТЭЦ, Ивановской ГРЭС, ГРЭС им. Классона и на Украине
(всего десять ГТУ). ГТУ работали с наработкой 4,1 ч на один пуск.
В настоящее время к работе готовы только три агрегата ГРЭС им. Клас-
сона, но практически и они не используются из-за дороговизны жидкого
топлива и отсутствия газоснабжения.
В 1989 г. на ГРЭС им. Классона вводится в эксплуатацию первый вари-
ант газовой турбины ГТЭ-150 на начальную температуру 950 °С и мощ-
ность 128 МВт, а в 1998 г.
—
второй вариант на начальную температуру
1100 °С и мощность 161 МВт. ГТУ имели КПД соответственно 28 и 31,5 %.
В настоящее время они находятся в резерве по причинам, указанным выше.
Таким образом, сейчас в России отсутствуют пиковые ГТУ, рассматри-
ваемые как наиболее подходящие теплоэнергетические установки для
покрытия пиков потребления. Для сравнения заметим, что установленная
мощность ГТУ в США для покрытия пиков находится на уровне 8 %.
Некоторые энергоблоки проектируют специальным образом для того,
чтобы они с самого начала работали с частыми пусками и остановами
и быстрыми изменениями нагрузки. Их обычно называют полупиковыми.
Такие энергоблоки должны допускать значительно большие скорости изме-
370
ГЛАВА 14
нения нагрузки (3—4 % номинальной мощности в минуту), однако число
циклов допускаемых изменений нагрузки для них меньше (около 10 тыс.).
Для покрытия полупиковой части графика нагрузки за рубежом (Япо-
ния, США) использовались и используются специализированные паротур-
бинные блоки с расширенным регулировочным диапазоном (30—100 %)
на сниженную температуру свежего пара и ухудшенный вакуум. Россий-
ская теплоэнергетика также сделала попытку пойти по этому пути: в 1979 г.
на Лукомольской ГРЭС (теперь — Беларусь) планировалось установить
первый полупиковый блок К-500-130 на давление 130 ат и температуру
510/510 °С. До 1982 г. планировалось установить три-четыре таких блока,
работающих на газе, но одновременно ставилась задача создания аналогич-
ного блока на твердом топливе. Однако все это осталось нереализованным.
Таким образом, в России отсутствуют полупиковые теплоэнергетиче-
ские генерирующие мощности.
Из изложенного выше следует, что российская (а раньше — союзная)
теплоэнергетика никогда не имела и не имеет сейчас специализирован-
ного оборудования для покрытия пиковой и полупиковой частей графика
нагрузки. Тем не менее в большей или меньшей мере энергосистема рабо-
тала в этих режимах благодаря поистине титаническим усилиям научных
работников отраслевых НИИ, наладочных организаций, работников элект-
ростанций. Были выполнены колоссальные работы по приспособлению
энергоблоков (в том числе и СКД) к функционированию в режиме скользя-
щего давления, проработаны возможности привлечения ТЭЦ к покрытию
переменной части графика нагрузки, получены характеристики материалов,
определяющие надежность деталей при термической усталости, созданы
методы расчета термоусталостной долговечности критических деталей
(роторов и корпусов), а также режимные мероприятия по расширению
регулировочного диапазона.
Высокая маневренность блока обеспечивается работой всего его обору-
дования, особенно маневренностью турбоагрегата. Если, например, мощ-
ность турбины не может быть быстро повышена из-за удлинения ротора
относительно корпуса, то и блок в целом не может увеличить нагрузку.
Однако даже при очень высокой маневренности турбоагрегата нельзя обес-
печить высокую маневренность блока при недостаточных возможностях
другого оборудования, в первую очередь котла.
Насколько серьезной является проблема покрытия переменой части
суточного графика нагрузки хорошо видно из табл. 14.5, в которой пред-
ставлены данные по участию оборудования объединенной энергосистемы
Центра в этом процессе на 17 декабря 2014 г. При установленной мощ-
ности 53 071 МВт диапазон регулирования мощности от минимальной
до максимальной составляет 9862 МВт, т.е. 26,19 %. В этой ОЭС имеется
специализированное оборудование (ГЭС, ГАЭС и ГТУ), обладающее
хорошей маневренностью, однако их доля в установленной мощности
составляет всего 6 %. Доля АЭС, которые практически не участвуют
в регулировании, превышает 24 %. Поэтому вся тяжесть ночного разгру-
жения энергосистемы лежит на энергоблоках ТЭС, в основном блоках
371
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
300 МВт. Оптимальным способом удовлетворить требованиям энергосис-
темы был бы останов на ночь половины блоков с тем, чтобы утром их
быстро ввести в работу. Однако этого сделать невозможно из-за их недо-
статочной маневренности и опасности быстрого исчерпания паркового
ресурса по числу пусков. Поэтому приходится снижать нагрузку на всех
энергоблоках и длительное время работать в нерасчетном режиме с пере-
расходом топлива.
14.6. Причины техничес о о отставания
российс ой теплоэнер ети и
Главной причиной технического отставания российской теплоэнерге-
тики является моральное старение работающего оборудования (табл. 14.6).
Головные образцы паровых турбин Т-100-12,8, К-200-12,8, состав-
ляющие основу генерирующих теплоэнергетических мощностей, были
изготовлены на рубеже 50—60 -х годов прошлого столетия. Их проектиро-
вание началось сразу же после Великой Отечественной войны. Уровень
проектирования и изготовления в те годы, естественно, значительно отли-
Таблица 14.5
Участие электростанций различного типа и их оборудования в покрытии переменной части
графика нагрузки ОЭС Центра 17 декабря 2014 г.
Электростанции
и оборудование
Установ-
ленная
мощность,
МВт
Мощность
в ремонте,
МВт
Нагрузка в момент
Диапазон
регулиро-
вания Nэ
,
МВт
Коэффициент
регулирования
⋅100,%
максимума
,
МВт
минимума
,
МВт
Всего
53 071
2041
37 660 27 797
9862
26,19
В том числе:
ГЭС
Загорская ГАЭС
589
1200
67
—
224
1195
43
- 1092
181
2287
80,8
191,38
АЭС
12 834
500
12 249
11 887
362
2,96
ТЭС
Энергоблоки
мощностью:
1200
800
300
200
150
38 448
1200
1600
8665
2905
420
1474
—
—
610
0
—
23 992
1201
797
4261
961
180
16 959
801
400
2202
587
188
7032
400
397
2059
374
—
29,31
33,31
49,81
48,32
38,92
—
ТЭЦ
17 077
233
11 869
9497
2371
19,98
КЭС 9 МПа
и ниже
47
—
25
26
—
—
ГТУ
1403
220
347
156
191
55,04
ПГУ
5131
411
4351
3102
1249
28,71
∆Nэ
Nэ
макс
--------------
Nэ
макс
Nэ
мин
372
ГЛАВА 14
чался от современного. Хотя ряд турбин этого типа модернизирован, их
технический уровень в принципе не соответствует современному.
Другой причиной низкого технического уровня оборудования является
физическое старение из-за его длительной работы. Хотя при капитальных
ремонтах происходит полное восстановление работоспособности оборудова-
ния, в процессе длительной работы происходит бóльший или мéньший износ
элементов турбины и вспомогательного оборудования. Возникает все больше
отказов элементов энергетического оборудования, ухудшаются характери-
стики их надежности. В конечном счете это приводит к уменьшению абсо-
лютного КПД ТЭС и ТЭЦ в зависимости от срока службы на 1—2 %.
Еще одна причина — архаичная структура генерирующих мощностей
с преобладанием установок относительно малой мощности на низкие пара-
метры пара с большим расходом топлива на собственные нужды, недоста-
точное применение современных парогазовых технологий, использующих
природный газ, высокоэкономичных энергоблоков на твердом топливе, пре-
обладание доли базовых мощностей, затрудняющих рациональное покры-
тие переменной части графика нагрузки.
Возможные пути преодоления этих кризисных явлений в энергетике
будут рассмотрены в гл. 15.
Контрольные вопросы
1. Как оценивается технический уровень энергетики или теплоэнергетики страны
или региона?
2. Какой показатель технического уровня ТЭС или АЭС является основным?
3. Какова доля ТЭС в общей установленной мощности и в общей выработке
электроэнергии в России?
4. Назовите доли энергоблоков СКД, энергоблоков на начальное давление
130 ат, ТЭЦ на начальное давление 130 ат и устаревших ТЭС и ТЭЦ в уста-
новленной мощности и в выработке электроэнергии в России?
5. Какова главная опасность чрезмерно «состарившегося» энергетического обо-
рудования?
6. В чем главная причина низкого технического уровня теплоэнергетики России?
7. В чем различие последствий от физического и морального старения энерге-
тического оборудования?
8. Какие теплосиловые установки являются самыми экономичными?
Таблица 14.6
Годы выпуска головных образцов отечественных паровых турбин
Турбина
Год выпуска
Т-100-12,8
К-300-23,5
К-200-12,8
К-800-23,5
на 90 ат (8,8 МПа)
Т-250-23,5
К-1200-23,5
1961
1961
1958
1970 (1975, 1982)
1945—1950
1972
1978
373
Технический уровень, состояние и перспективы теплоэнергетики России
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Неуймин В.М. О перспективе замещения, реконструкции или модернизации паровых
турбин энергоблоков мощностью 300 МВт на ТЭС России / В.М. Неуймин // Энергетик.
2013. No 11.
2. Новак А.В. Анализ итогов реформирования РАО «ЕЭС России» и оценка эффектив-
ности деятельности созданных на его базе структур / А.В . Новак // Вести в электро-
энергетике. 2013. No 6.
3. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2013 г. Сайт ОАО «СО ЕЭС». URL:
www.so -usp.ru . Дата обращения 15.05.2016.
4. Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК
в 2014 г. М.: 2015. URL: http: //minenergo.gov.ru. Дата обращения 15.05.2016.
374
Глава пятнадцатая
ТЕХНИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ ОБНОВЛЕНИЯ
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ
Содержание
15.1. Техничес ая страте ия обновления теплоэнер ети и для
различных ре ионов России
15.2. Состояние и перспе тивы создания современных высо о-
температ рных ГТУ российс им энер омашиностроением
15.3. Проблемы и перспе тивы создания российс их парот рбин-
ных энер обло ов ново о по оления
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
15.1. Техничес ая страте ия обновления теплоэнер ети и
для различных ре ионов России
Под технической стратегией обновления будем понимать основные
технические решения, направленные на ликвидацию или смягчение тех
технических недостатков, которые характерны для российской теплоэнер-
гетики. Здесь не будем касаться вопросов инвестиций, экономики, ре струк-
туризации, законодательной базы электроэнергетики, которые, конечно,
не могут не влиять на выбор технической стратегии совершенствования
и обновления генерирующих мощностей. По существу, в этой главе речь
пойдет о некоторой идеальной структуре генерирующих мощностей Рос-
сии и оборудовании для нее, которую целесообразно создать в России
на базе имеющихся технических возможностей, обеспечиваемых природ-
ными ресурсами и объектами, потребляющими электрическую и тепло-
вую энергию.
Техническая стратегия неизбежно базируется на имеющихся (или при-
обретаемых за рубежом) топливных ресурсах. Именно они определяют
генеральные направления совершенствования теплоэнергетики. В топлив-
ном балансе энергетики (табл. 15.1) в настоящее время преобладает при-
родный газ (71%), затем следуют твердое топливо различных типов
(28 %) и жидкое топливо на основе нефти (1 %). Значение природного
газа в теплоэнергетике России не является случайным. Кроме того, что
Россия обладает большими запасами природного газа, важно учитывать,
что он в основном используется в европейской части, где проживает 80 %
населения, а обеспеченность топливом находится на уровне 20 %. Лег-
кость доставки природного газа потребителям трубопроводным транс-
375
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
портом, а также высокие экологические свойства, особенно с учетом
того, что газ используется на ТЭЦ крупных городов, делают газ весьма
привлекательным видом топлива для ТЭС и ТЭЦ.
В последние годы все чаще говорят о целесообразности замещения при-
родного газа углем, приводя в пример топливно-энергетический баланс
мировой электроэнергетики (газ — 20 %, уголь — 40 %, жидкое топливо —
3 %, атомная энергия — 14 %, гидроэнергия и возобноляемые источники —
23 %) или США, где доля использования угля составляет 50 %. Однако
в России совсем другие условия. Представляется, что для европейской части
России с преобладанием ТЭЦ и необходимостью широкомасштабных перево-
зок угля на большие расстояния и к тому же еще огромными затратами
на реконструкцию простой перевод работающих ТЭС с природного газа
на твердое топливо является нерациональным (а во многих случаях —
и невозможным). Подчеркнем, что имеется в виду не строительство
высокоэкономичных энергоблоков нового поколения, например на ССКП,
а переделка газомазутных котлов на пылеугольные. Это нерационально и
потому, что огромные затраты на переделку котлов с сохранением старых
низкоэкономичных турбин и вспомогательного оборудования принесут
только убытки.
Замещение газа на электростанциях европейской части России должно
осуществляться (рис. 15.1) при гармоничном строительстве АЭС и ТЭС
нового поколения. Сооружение Ленинградской АЭС-2, Нововоронежской
АЭС-2 с энергоблоками 1200 МВт, Белоярской АЭС с реактором на быстрых
нейтронах БН-800, постепенная замена АЭС с реакторами РБМК на АЭС
с современными ВВЭР позволяет осуществить это ре альное замещение
природ но го га за в топливном балансе европейской части. В дальнейшем
необходимо перейти на строительство энергоблоков с ВВЭР мощностью
1200—1500 МВт, создав соответствующие тихоходные турбины. Уже
построен новый турбинный завод, производящий тихоходные турбины
насыщенного пара. Однако решить проблему только с помощью АЭС не
удается из-за ее органичного недостатка — не способно сти АЭС
к покрытию переменной части графика электрической нагрузки.
Поэтому генеральным направлением обновления теплоэнергетики евро-
пейской части России должно оставаться строительство ПГУ утилизацион-
Таблица 15.1
Потребление органического топлива на ТЭС России
Вид
топлива
2011
2012
Натуральное
топливо,
тыс. т
Условное топливо
Натуральное
топливо,
тыс. т
Условное топливо
тыс. т
доля, %
тыс. т
доля, %
Газ
165 271 188 409 71,5
163 778
186 716
70,7
Мазут
2556
3425
1,3
1853
2484
0,9
Уголь
123 524
71 644
27,2
129 482
75 099
28,4
376
ГЛАВА 15
ного типа, работающих на природном газе. Массовый ввод таких ПГУ
позволит:
обеспечить экономию топлива по сравнению с лучшими работающими
ТЭС, составляющую 25—30 % (и это будет реальная весьма ощутимая эко-
номия газа);
решить проблемы теплоснабжения и экологии крупных городов путем
строительства ПГУ-ТЭЦ, имеющих выработку электроэнергии на тепло-
вом потреблении вдвое большую, чем выработка классических паротур-
бинных ТЭЦ;
облегчить решение проблемы недостатка водных ресурсов для прямо-
точного и оборотного водоснабжения с градирнями, ухудшающими эко-
логиче скую обстановку (напомним, что для ПГУ требуется втрое
меньше охлаждающей воды, чем для классической ТЭС такой же мощ-
ности);
существенно облегчить покрытие переменной части графика электри-
ческой нагрузки из-за высокой маневренности ГТУ ПГУ;
обеспечить реальное решение экологических проблем путем резкого
уменьшения тепловых выбросов с охлаждающей водой конденсаторов
(ведь при той же мощности воды требуется втрое меньше!) и уходящими
газами котлов (ведь температура уходящих газов за КУ составляет 100—
110 °С, а не 140—160 °С, как за котлом классиче ской ТЭС), оксидов
азота (за ГТУ их в 5-6 раз меньше).
Конечно, генеральное направление строительства ПГУ в европейской
части вовсе не означает полное отрицание целесообразности строительства
ТЭС других типов, особенно в тех районах, где есть дешевые угли (напри-
мер, Печорский бассейн высококачественных энергетических углей).
Однако и здесь должны строиться высокоэкономичные энергоблоки нового
поколения, а не тиражироваться морально устаревшие энергоблоки.
Строительство АЭС
с реакторами нового
поколения с турбинами
мощностью 1200—1500 МВт
Строительство энергоблоков
ССКП на параметры 26-30 МПа,
580—600 °С с промперегревом
Строительство утилизационных
ПГУ-КЭС и ПГУ-ТЭЦ на базе
мощных высокотемпературных
ГТУ
Твердое
топливо,
28%
Природный
газ, 71 %
Жидкое топливо, 1 %
Рис. 15.1. Топливный баланс ТЭС России и направления развития ее энергетики
377
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
Другим важным источником экономии природного газа в европейской
части России должно стать повышение эффективности использования
выработанной электроэнергии в промышленности, на транспорте, в ком-
мунальном хозяйстве и др.
Несколько другой должна быть техническая стратегия обновления теп-
лоэнергетики в азиатской части России, и она также привязана к топливу.
В районах добычи природного газа (месторождения Медвежье, Уренгой,
Ямбург, потенциальные месторождения на шельфе Баренцева моря, на Саха-
лине, в Лено-Тунгусской и Хатангско-Вилюйской провинциях) целесо-
образно строить утилизационные ПГУ точно такие, как и в западной части
России. В Сибири и на Дальнем Востоке расположены крупнейшие уголь-
ные бассейны: Кузнецкий, Канско-Ачинский, Южно-Якутский, Сахалин-
ский и др. В районах этих месторождений надо сооружать электростанции
с высокоэкономичными энергоблоками ССКП.
Существуют регионы, преобладающим топливом в которых является
уголь, однако имеется и природный газ, стабильное круглогодичное
использование которого возможно в ограниченном количестве. В этом
случае целесообразно строительство ПГУ со сбросом газов ГТУ в котел,
которые менее эффективны, чем утилизационные ПГУ, но позволяют
использовать твердое топливо.
15.2. Состояние и перспе тивы создания современных
высо отемперат рных ГТУ российс им энер омашиностроением
Общие направления технической стратегии обновления российской
энергетики не могут быть реализованы без широкого производства совре-
менных газовых турбин и паротурбинных энергоблоков ССКП.
В настоящее время можно констатировать, что российское энергома-
шиностроение не сумело создать ГТУ даже средней мощности, пригод-
ную для работы в составе ПГУ. Причина этого лежит, во-первых, в тех
социальнх катаклизмах на рубеже 90-х годов прошлого века, которые
потрясли наше государство, и, во-вторых, в отсутствии необходимой
финансовой поддержки со стороны государства в период образования
акционерных обществ, не заинтересованных в развитии газотурбинных
технологий.
Прежде всего это касается ГТУ-150 ЛМЗ, которая прошла в своем
трудном развитии два этапа. В 1990 г. на ГРЭС-3 ОАО «Мосэнерго»
(ГРЭС им. Классона) была смонтирована первая ГТУ проектной мощно-
стью 128 МВт на начальную температуру 950 °С и КПД 29 %. В 1997 г.
уже две таких ГТУ были приняты в опытную эксплуатацию. Затем нача-
лась модернизация одной из ГТУ с переводом ее на начальную темпера-
туру 1100 °С. В результате после двухлетней модернизации была полу-
чена ГТЭ-150, параметры которой представлены выше (см. § 10.1).
Конструкция ГТЭ-150 (см. рис. 10.2 и 15.2) представляет собой блочно-
транспортабельный модуль, установленный на фундаментной раме.
378
ГЛАВА 15
Он состоит из 15-ступенчатого компрессора, 4-ступенчатой газовой тур-
бины и трубчато-секционной камеры сгорания, включающей в себя 14 пла-
менных труб, и соответствующих переходных патрубков. Ротор электро-
генератора присоединяется к выходному валу компрессора. Горячие
отработавшие газы из выходного патрубка направляются в дымовую
трубу или котел-утилизатор.
Отличие конструкции турбины ГТЭ-150 от ранее рассмотренных
(см. гл. 10) состоит в опирании ротора: он опирается не на два, а на три
опорных подшипника. Установка среднего подшипника в зоне высоких
температур, снабжение его маслом через маслопроводы, проходящие через
эту зону, существенно усложнили конструкцию и снизили ее надежность.
При освоении ГТЭ-150, которое происходило очень долго и трудно
и результаты которого нельзя признать успешными с точки зрения дос-
тигнутой экономичности, было решено много проблем, которые являются
узловыми для создания ЛМЗ отечественных ГТУ. К ним относятся:
изготовление Ленинградским заводом турбинных лопаток (ЛЗТЛ,
Санкт-Петербург) методом точного литья по выплавляемым моделям пер-
вых двух рядов охлаждаемых рабочих лопаток;
изготовление штампованных лопаток длиной 735 мм для четвертой
ступени газовой турбины;
Рис. 15.2. Сборка ГТЭ-150 ЛМЗ на ГРЭС-3 ОАО «Мосэнерго»
379
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
освоение термобарьерных покрытий из диоксида циркония для лопа-
ток и пламенных труб камер сгорания;
создание современных многорегистровых горелочных устройств для
каждой пламенной трубы.
При доводке ГТЭ-150 были выполнены уникальные научно-исследова-
тельские работы на камерах сгорания, компрессоре, газовой турбине и др.
Результаты этих работ и ввод ГТЭ-150 в опытную эксплуатацию создали
реальные предпосылки для проектирования ЛМЗ мощной энергетической
ГТУ усовершенствованной конструкции. Дальнейшая работа над ГТЭ-
150 могла бы привести к созданию современной отечественной ГТУ
и, главное, обеспечить условия для их совершенствования и развития
в соответствии с мировым трендом. Однако этого не случилось.
Аналогичная «судьба» постигла и ГТУ-65 мощностью 65 МВт, спроекти-
рованную ЛМЗ и установленную на ТЭЦ-9 ОАО «Мосэнерго». Задержка
в ее освоении вынудила ТЭЦ отказаться от ее доводки и заменить ее на
ГТУ АЕ64.3А фирмы Ansaldo Energia, таким образом был утерян еще
один шанс в создании российской ГТУ, особенно пригодной для модерни-
зации устаревших ТЭС парогазовыми установками по параллельной
схеме. Одновременно в г. Рыбинске был построен завод по сборке ГТУ
PG6101FA американской фирмы GE Energy.
Единственная ГТУ, изготавливаемая по лицензии фирмы Siemens на тер-
ритории России, — это ГТЭ-160. Конструкция этой ГТУ, как ГТУ V94.2,
подробно рассмотрена в гл. 10. Здесь же отметим возможности ее исполь-
зования для обновления теплоэнергетики России. Как видно из рис. 10.1,
ГТЭ-160 относятся к первому поколению высокотемпературных ГТУ,
пригодных для использования в составе утилизационных ПГУ. ГТЭ-160
представляет собой вполне современную ГТУ, позволяющую построить
ПГУ-КЭС с КПД 50—52 %. Как уже неоднократно отмечалось, это дает
экономию топлива 25—30 %.
Особенно целесообразно использование ГТУ-160 при строительстве
теплофикационных ПГУ, таких, например, как ПГУ-450Т. Связано это с тем,
что экономичность ПГУ-ТЭЦ оценивается в первую очередь коэффициен-
том использования топлива (КИТ), определяемого как отношение полез-
ной энергии (сумма тепловой и электрической) к энергии, содержащейся
в затраченном топливе. Для энергоблока ПГУ-450Т летом КИТ составляет
примерно 50 %, зимой — 80 %, а в среднем в годовом разрезе для усло-
вий России он равен 66 %.
Дополнительно в пользу целесообразности неотложного строитель-
ства ПГУ с ГТЭ-160 можно указать на то, что еще долгое время Россия
будет страной с относительно дешевым природным газом (несмотря на неиз-
бежность его существенного удорожания). Поэтому даже при таком КПД
(50—52 %), относительно невысоком для современных ПГУ, рентабель-
ность таких ПГУ для энергетики России очевидна.
Еще одно сомнение в целесообразности строительства ПГУ с ГТЭ-160
возникает в связи с использованием значительной доли деталей этой ГТУ,
380
ГЛАВА 15
закупаемых за рубежом (по неофициальным данным до 40 %), в частно-
сти охлаждаемых лопаток газовой турбины. Однако большинство зару-
бежных фирм, строящих ГТУ, также прибегает к услугам специализиро-
ванных предприятий, изготавливающих, в частности, охлаждаемые
лопатки. На ЛЗТЛ изготовлены охлаждаемые лопатки для ГТУ ГТЭ-150
ЛМЗ, для ГТУ ГТЭ-110 (об этом ниже) планируется производство охлаж-
даемых лопаток в России. Поэтому есть надежда, что изнашиваемые
детали ГТУ, построенных сегодня и в ближайшем будущем, будут посте-
пенно заменяться деталями отечественного производства.
Конечно, после ввода в эксплуатацию первого энергоблока ПГУ-450Т
с КПД 50—52 % возникает вопрос о строительстве ПГУ с еще большей
экономичностью (54—56 или 57—58 %) с использованием ГТУ с КПД
36—36,5 или даже 38—38,5 % (см. табл. 10.1). Эти ГТУ сейчас необхо-
димо закупать за рубежом. В Москве уже построено несколько таких ПГУ
(трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом с ГТУ мощностью
280—290 МВт с температурой выхлопных газов 580—620 °С).
Однако российская теплоэнергетика, в которой в ближайшие 15—
20 лет предстоит заменить примерно 100 млн кВт установленной мощ-
ности, не может и не должна базироваться на иностранной технике
вообще и зарубежных ГТУ в частности. Такое мнение основано не на пат-
риотизме и даже не на энергетической безопасности (хотя и они имеют зна-
чение), а просто на экономических соображениях: техническое обслужива-
ние, ремонты, замена деталей и отечественное сервисное обслуживание
обойдутся нашей энергетике существенно дешевле, чем иностранные.
Первой реальной современной отечественной высокотемпературной
ГТУ, которая найдет широкое применение в энергетике России, в том
числе и в ПГУ, следует считать ГТЭ-110 номинальной мощностью
110 МВт. В исходном варианте ее КПД составлял 36 %, степень повыше-
ния давления в компрессоре — 14,7, температура газов перед газовой тур-
биной равна 1210 °С, за ней — 517 °С, расход воздуха — 357 кг/с. Первая
ГТУ разработана НПП «Машпроект» (Украина), и ее первый опытный
экземпляр был изготовлен в 1998 г. в производственной кооперации НПП
«Машпроект» и ОАО «Рыбинские моторы». Результаты его испытаний,
выполненные на специальном испытательном стенде на Украине, подтвер-
дили правильность заложенных в конструкцию технических решений. Вто-
рой экземпляр ГТЭ-110 был установлен на испытательном стенде Иванов-
ской ГРЭС в целях проведения ресурсных испытаний. Еще два экземпляра
этих ГТУ изготовлены НПО «Сатурн» и установлены в составе ПГУ-325
Ивановской ГРЭС, которая введена в опытно-промышленную эксплуата-
цию в августе 2007 г. В 2010 г. была введена в эксплуатацию следующая
ГТУ в составе ПГУ-420 в качестве надстройки паросилового блока
300 МВт по сбросной схеме. Наконец, в 2011—2012 гг. начал эксплуати-
роваться второй дубль-блок ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС.
Конструкция ГТЭ-110 показана на рис. 15.3. Она основана на опыте соз-
дания судовых ГТУ, для которых характерны компактность конструкции,
381
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
Р
и
с
.
1
5
.
3
.
Г
а
з
о
т
у
р
б
и
н
н
а
я
у
с
т
а
н
о
в
к
а
Г
Т
Э
-
1
1
0
Æ3100
5
8
2
8
,
5
382
ГЛАВА 15
тонкие диски компрессора и турбины и др. Следствием этих конструктив-
ных решений явилась очень малая масса ГТУ, не превышающая 50 т.
ГТУ выполнена по простой термодинамиче ской схеме. Она имеет
ротор, опирающийся, как и все современные ГТУ, только на два опорных
подшипника и объединяющий роторы компрессора и турбины. Упорный
подшипник расположен в левой опоре и совмещен с опорным подшип-
ником. Компрессор имеет ВНА с электроприводом и 15 ступеней. За
пятой и десятой ступенями компрессора и за камерой сгорания установ-
лены перепускные (антипомпажные) клапаны, обеспечивающие устой-
чивый пуск ГТУ. Камера сгорания — противоточная, трубчато-кольце-
вая, содержащая 20 пламенных труб, может работать на газе и жидком
топливе. Турбина имеет четыре ступени. Охлаждаются сопловые
лопатки первых трех ступеней и рабочие лопатки первых двух ступеней.
В период с декабря 2001 г. по январь 2002 г. выполнены комплексные
72-часовые испытания второго экземпляра ГТУ при работе на жидком
топливе. Было проведено более 20 пусков с последовательным нагруже-
нием от минимальной до максимальной нагрузки. Максимальная
нагрузка составила 114 МВт, а достигнутый КПД — 34,6 %. Ревизия ГТУ
после испытаний выявила значительное число дефектов элементов пла-
менных труб, сопловых и рабочих лопаток турбины, являющихся следст-
вием литейных дефектов из-за недостаточно отработанной технологии
литья, а также нештатной работы пламенных труб с превышением темпе-
ратуры. В ноябре 2003 г. были проведены испытания, и ГТУ принята
в опытно-промышленную эксплуатацию. Последующая эксплуатация
подтвердила наличие ряда конструктивных дефектов и недопустимые эко-
логические показатели машины. В связи с этим было принято решение
о модернизации ГТУ и образована инжиниринговая компания по ее осу-
ществлению. В первую очередь усилия будут направлены на разработку
новых рабочих лопаток первой ступени и новой малоэмиссионной
камеры сгорания с термобарьерными наноструктурированными покрыти-
ями, а также воздухоподводящего и выходного трактов.
Модернизированный двигатель ГТД-110М должен иметь мощность
125 МВт, КПД 36,5 %, температуру выхлопных газов 530 °С при сохра-
нении расхода воздуха 362 кг/с. Ресурсные испытания двигателя предпо-
лагается провести в конце 2017 г.
15.3. Проблемы и перспе тивы создания российс их
парот рбинных энер обло ов ново о по оления
Стратегическим направлением развития теплоэнергетики, работаю-
щей на твердом топливе, является создание паротурбинных энергоблоков
нового поколения на ССКП пара. Повышение параметров пара требует
разрешения ряда принципиальных, в первую очередь научных и техноло-
гических, проблем.
383
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
Главной проблемой является обеспечение ресурса 200—250 тыс. ч таких
элементов энергоблока, как высокотемпературные роторы турбины, паро-
перегреватели и коллекторы пароперегревателей котлов, паропроводы
и корпуса арматуры, установленной на них.
Создание котлов на ССКП не является чем-то новым для российского
энергомашиностроения. Еще в 1949 г. в нашей стране впервые в мире
была введена в строй промышленная установка паропроизводитель-
ностью 12 т/ч на давление и температуру перегретого пара соответ-
ственно 30 МПа и 600 °С с последующим переходом на температуру
перегрева 650 °С.
В середине 50—60-х годов XX в. в мире уже насчитывалось несколько
действующих промышленных и полупромышленных установок на началь-
ное давление 24,7—36 МПа и температуру основного и промежуточного
перегрева пара соответственно 565—649, 530—593 °С. Однако тогда широ-
кого внедрения ССКП в практику не получилось из-за высокой стоимости
оборудования, его невысокой надежности, низких маневренных характе-
ристик, сильной конкуренции со стороны атомной энергетики и др.
К концу 80-х годов ситуация начала изменяться. Были достигнуты
заметные успехи в разработке материалов, обладающих хорошими плас-
тическими свойствами и прочностными характеристиками. Высокие
маневренные характеристики котлов были обеспечены за счет режимных
и конструктивных мер.
Энергоблоки на пониженных нагрузках стали работать в режиме
скользящего давления. Переход на скользящее давление обеспечил увели-
чение экономичности при пусках—остановах и способствовал повыше-
нию надежной работы металла поверхностей нагрева. Переход на сколь-
зящие параметры позволил уменьшить расход топлива на 1—2 %.
Режим скользящего давления сопряжен с появлением на пониженных
нагрузках в экранах топки двухфазной среды. Поэтому для уменьшения
тепловых разверок за рубежом во всех котлах отказались от применения
меандровых и подъемно-горизонтальных конструкций экранов нижней
радиационной части, а также от вертикальных многоходовых экранов
с обогревом среды на подъемных участках в пользу подъемно-ленточной
навивки. Экраны топок прямоточных котлов стали выполняться незави-
симо от вида сжигаемого топлива из двух частей — нижней (спирально-
ленточная навивка) и верхней (вертикальные экраны с обогревом среды
на подъемных участках) радиационных частей. Температура среды на выходе
из таких экранов на номинальной нагрузке находится в диапазоне 420—
440 °С.
Важным этапом явился предложенный в последние годы фирмой
Mitsubishi новый подход к проектированию котлов на ССКП, в основе
которого лежит ряд мер, направленных на дальнейшее расширение диапа-
зона маневренных характеристик и повышение надежности. Речь идет
об использовании вместо спиральной навивки труб нижней радиационной
части одноходовой конструкции цельносварных экранов, выполняемых
384
ГЛАВА 15
из труб с внутренним оребрением (рис. 15.4), с ограничением тепловос-
приятия экранов. Такая конструкция уменьшает стоимость изготовления
котла и дает определенные эксплуатационные преимущества. Применение
труб с внутренним оребрением позволяет избежать режима ухудшенного
теплообмена вплоть до самых низких нагрузок.
Повышение экономичности энергоблоков ССКП при их практической
реализации однозначно приводит к снижению теплового загрязнения
окружающей среды и выбросов вредных веществ, в том числе СО2, в
атмосферу На рис. 15.5 представлены сравнительные зависимости эмис-
сии СО2 для различных энергоблоков, а на рис. 15.6 — эмиссии SO2 и
NОx для пылеугольных котлов на разные параметры пара. При внедрении
технологии ССКП совместно с установками азото- и сероочистки проис-
ходит снижение выбросов SO2 (с 1,38 до 0,04 г/МДж) и NOx (с 0,22
до 0,026 г/МДж). В частности, на ТЭС «Кавагое» содержание NOx в ухо-
дящих газах было снижено до 10 ррm.
Сопоставление показателей блоков ССКП и энергоблоков, реализую-
щих другие технологии, приведено в табл. 15.2. В качестве объектов ана-
лиза рассматривались пылеугольный блок ССКП ТЭС «Конвой», ПГУ
с внутрицикловой газификацией угля (ПГУ-ВГУ) ТЭС «Борсель» с ГТУ
типа 9F фирмы General Electric и ПГУ с циркулирующим кипящим слоем
(ЦКС) (по технологии «Лурги») с ГТУ типа V84.3 фирмы Siemens и паро-
турбинной частью на ССКП.
По экономичности и эксплуатационным затратам все три варианта
имеют близкие показатели. Однако капитальные затраты на их внедрение
существенно различаются. Для ПГУ-ЦКС и ПГУ-ВГУ они примерно
в 1,5 раза выше, чем для блока ССКП. Наибольшая стоимость произво-
димой электроэнергии имеет место при реализации технологии ПГУ-ВГУ.
Наименьшая стоимость при значениях коэффициента использования
мощности 0,55—0,65 относится к ПГУ с угольной паротурбинной частью
Рис. 15.4. Труба с внутренним оребрением
385
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
CO2,кг/(кВтæч)
1,0
0,6
0,4
0,2
35
40
45
50
55
IV
III
II
5
3
2
1
4
0,8
hнетто
,%
I
Рис. 15.5. Зависимости эмиссии СО2 от КПД нетто энергоблоков для различных видов
топлива:
I — угольные; II — мазутные; III — на сжиженном природном газе; IV — на природном газе;
—
энергоблоки в коммерческой эксплуатации; — создаваемые энергоблоки;
—
перспективные энергоблоки; в рамках даны значения для энергоблоков: 1 — угольных; 2 —
газомазутных на СКД; 3 — угольных на ССКП; 4 — парогазовых (утилизационных); 5 —
с интегрированной газификацией угля
SO2, г/МДж
1,0
0,8
0,6
0,4
0,14
1,36
0,04
0,2
0
1
23
4
5
1,2
1,4
1,6
NOx
, г/МДж
0,10
0,06
0,15
0,22
0,028
0
1
2
б)
а)
3
4
5
0,15
0,20
0,25
Рис. 15.6. Эмиссия SO2 (а) NOx (б) энергоблоков США, работающих на каменном угле (по
данным Научно-исследовательского электроэнергетического института, США):
1 — на параметры 16,6 МПа и 538/538 °С (70-е годы ХХ в.); 2 – усовершенствованные
энергоблоки на те же параметры (1992 г.); 3 — на параметры 31 МПа и 593/593/593 °С; 4 —
норматив 1992 г.; 5 — новый норматив
386
ГЛАВА 15
ССКП (по параллельной схеме) с одним промперегревом и предвключен-
ной ГТУ на природном газе.
Практическое внедрение технологии ССКП на базе длительного и широ-
комасштабного опыта эксплуатации котлов СКД, а также установки
СКР-100 при использовании твердого топлива является более предпочти-
тельным. В пользу ССКП говорит и лучшая экономичность при частич-
ных нагрузках (рис. 15.7).
Таблица 15.2
Сравнение показателей энергоблоков с различными технологиями
выработки электроэнергии
Показатель
Технология
ССКП
ПГУ-ВГУ
ПГУ-ЦКС
Мощность нетто, МВт
385
417
460
Начальная температура, °С
—
1260
870
Параметры пара, МПа/°С:
свежего
29,0/582
12,5/510
29,0/580
первого промперегрева
8,0/580
2,9/510
9,4/580
второго промперегрева
2,3/580
—
2,9/580
Температура, °С:
питательной воды
298
133
315
уходящих газов
105
80
105
Расход на собственные нужды, МВт
30
65
22
КПД нетто, %
47,0
47,3
48,0
Стоимость электроэнергии, %
100
120—125
107
Капитальные вложения, %
100
160—170
145
Эксплуатационные издержки
при работе блока 5500 ч/год, %
100
105
111
Выбросы в атмосферу, менее:
NOx
,
м
г
/
М
Дж
7
02
27
0
SOx
,
м
г
/
М
Дж
7
06
27
0
твердых частиц, мг/м3
25
1
5
40
50
3
2
1
60
70
Нагрузка, %
80
80
90
90
100
100
Dh/h, %
Рис. 15.7. Оценки относительно изменения КПД нетто энергоблоков от их нагрузки:
1 — блок ССКП; 2 — ПГУ-ЦКС; 3 — ПГУ-ВГУ
387
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
О возможности успешного внедрения блоков ССКП на параметры пара
рпе
= 29 ÷ 29,5 МПа с температурами перегрева 580/600 и 605/603 °С сви-
детельствуют блоки 1000 МВт, разработанные фирмой Alstom для ТЭС
«Нидерауссем» и «Вай Гоа Киао» (рис. 15.8 и 15.9) для сжигания соот-
ветственно бурых и каменных углей в режиме твердого шлакоудаления.
Общим для котлов является применение башенной компоновки, обес-
печивающей по сравнения с другими типами компоновок не только сни-
жение металлоемкости, но и выигрыш по занимаемому объему и требуе-
мой площади размещения при практически одинаковой массе фундамента
(табл. 15.3).
Котлы оборудованы системами пылеприготовления с прямым вдува-
нием, газовой сушкой и размолом топлива в мельницах-вентиляторах
(бурые угли) и воздушной сушкой и размолом в среднеходных мельницах
(каменные угли). Компоновка горелок — тангенциальная с реализацией
трехступенчатой схемы сжигания.
Экраны газоплотные. Конструкция котла — подвесная. По высоте
экраны делятся на две радиационные части — нижнюю и верхнюю. Ниж-
няя радиационная часть выполнена из труб с ленточной навивкой при нали-
чии внутреннего оребрения.
Расположение поверхностей нагрева в газоходах традиционно для кот-
лов башенной компоновки. Поверхности высокого и низкого давлений
чередуются по ходу газов с обеспечением максимально возможных тем-
пературных напоров и температур металла стенок труб на уровне допус-
каемых значений.
Подогрев воздуха осуществляется в выносных регенеративных возду-
хоподогревателях (РВП).
При сжигании бурого угля с коэффициентом избытка воздуха αт
= 1,15
и температуре уходящих газов 100 °С КПД котла составляет 94,4 %. Низ-
кая температура уходящих газов обеспечивается путем установки в газо-
вом тракте водовоздушного и газового подогревателей байпасов ПВД
и ПНД . КПД блока составляет 43 %.
Высокие экологические показатели (NOx ≤ 200 мг/м3, CО ≤ 250 мг/м3)
обеспечиваются за счет как внутритопочных мероприятий, так и использова-
ния электрофильтров (концентрация золы на выходе из электрофильтров μ =
=4
5мг/м3) и системы десульфуризации.
Таблица 15.3
Занимаемый объем и требуемая площадь блока 600 МВт котла ССКП
при разных компоновках
Показатель
Вариант компоновки
башенная
П-образная
горизонтальная
Занимаемый объем, %
100
118,7
126
Требуемая площадь, %
100
140
154
388
ГЛАВА 15
1
3
6
4
7
8
9
10
11
5
2
12
13
14
15
17
16
16
18
19
Рис. 15.8. Котел блока 1000 МВт ТЭС «Нидерауссем» (Германия) (давление перегретого
пара 28,4/7,84 МПа, температура перегрева 580/600 °С, паропроизводительность 2660 т/ч):
1 — газовый подогреватель низкого давления; 2 — подогреватель высокого давления; 3 —
регенеративный воздухоподогреватель; 4 — газоход к РВП; 5 — делитель газового потока; 6 —
подвесные трубы; 7 — ширмовая ступень пароперегревателя; 8 — выходная ступень
промежуточного перегревателя; 9 — промежуточный пароперегреватель; 10 — холодная
ступень перегревателя ССКП; 11 — экономайзер; 12 — потолочное перекрытие каркаса; 13 —
вторая по ходу пара ступень пароперегревателя ССКП; 14 — выходная ступень
пароперегревателя ССКП; 15 — экраны ВРЧ; 16 — сопла третичного дутья; 17 — газозаборное
окно; 18 — экраны НРЧ; 19 — горелка
389
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
11
Рис. 15.9. Котел блока 1000 МВт ТЭС «Вай Гоа Киао» фирмы Alstom (давление пара
29,1/7,35 МПа, температура перегрева 605/603 °С, паропроизводительность 2955 т/ч,
топливо — битуминозный уголь):
1 — среднеходная мельница; 2 — питатель сырого топлива; 3 — бункер; 4 — ленточный
транспортер топлива; 5 — горелка; 6 — подвесные трубы; 7 — выходная ступень
пароперегревателя ССКП; 8 — промперегреватель ССКП (вторая ступень); 9 —
промежуточный пароперегреватель; 10 — входная ступень пароперегревателя ССКП; 11 —
сепаратор; 12 — потолочное перекрытие; 13 — экономайзер; 14 — опускной газоход; 15 —
выходная ступень промежуточного пароперегревателя; 16 — экраны ВРЧ; 17 — экраны НРЧ;
18 — третичный воздух; 19 — РВП; 20 — дутьевой вентилятор; 21 — механизированное
шлакоудаление
390
ГЛАВА 15
Эксплуатация котла не выявила
проблем со шлакованием и надежно-
стью металла.
Учитывая положительный опыт
работы блока набуром угле, разра-
ботаны блоки 1100 МВт с давлением
29 МПа и температурой перегрева
600/605 °С для ТЭС «Нейрат».
Параллельно по программе AD-700
идет работа над пылеугольным блоком
400 МВт с рпе
= 35 МПа и t0/tпе.вт
=
= 702/702 °С при температуре пита-
тельной воды 330 °С (рис. 15.10).
Проблемными вопросами, на которые
указывают разработчики, являются:
выбор материала для экранов, паропе-
регревателей и коллекторов; ограниче-
ния в тепловосприятии экономайзера;
низкие температуры газов за промежу-
точным пароперегревателем; увязка
температур газов на выходе из экранов
с температурой их на выходе из топки.
Создание паровых турбин. Крити-
ческими элементами при создании тур-
бин на ССКП являются роторы ЦВД и
ЦСД, для которых обычные трудности
обеспечения необходимой прочности
усугубляются технологическими про-
блемами изготовления огромных поко-
вок высокого качества.
Создание новых турбинных материалов, обладающих необходимыми
рабочими свойствами при суперсверхкритических начальных параметрах
пара, является главной проблемой освоения нового уровня параметров.
Установившееся совершенно неверное представление о паротурбинной
энергетике как о направлении, достигшем предела своего технического
развития ввиду невозможности повышения параметров пара, привело
практически к полному свертыванию работ в нашей стране по созданию
2
3
4
5
6
7
8
1
ä0.0м
Рис. 15.10. Проект котла по программе AD-700
(фирмы Alstom):
1 — стены (экраны); 2 — выходная ступень паро-
перегревателя ССКП; 3 — выходная ступень про-
межуточного пароперегревателя; 4 — паропере-
греватель ССКП; 5 — х
о
л
о
д
н
а
яч
а
с
т
ь
промежуточного пароперегревателя; 6 — эконо-
майзер; 7 — подвесные трубы; 8 — горелки
391
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
новых материалов. Для высокотемпературных роторов используются низко-
легированные хромомолибденованадиевые стали марок Р2 (Р2М) и ЭИ415,
а для корпусов — аналогичные стали марок 15Х1М1ФЛ, 20ХМФЛ
и 20ХМЛ. Имеется опыт использования внутренних корпусов ЦВД
из 12 %-ной хромистой стали. Поэтому, говоря о перспективах создания
новых турбинных материалов для энергоблоков ССКП, к сожалению, прихо-
дится в значительной степени ориентироваться на зарубежный опыт.
Специфические проблемы материалов для ССКП связаны с роторами
высокотемпературных цилиндров: сверхвысокого, высокого и среднего
(для турбин с двумя промежуточными перегревами) давлений. Главная
проблема — обеспечение длительной прочности при достаточных жаро-
стойкости, вязкости разрушения, сопротивлении малоцикловой усталости
и технологичности изготовления.
Для каждого уровня параметров требуются свои материалы, в опреде-
ленной степени зависящие от отмеченных выше особенностей конструк-
ции турбины и наличия охлаждения.
Для температур вплоть до 570—580 °С пригодны имеющиеся мате-
риалы, возможно модифицированные в целях небольшого улучшения
характеристик. В частности, для критического элемента турбины —
ротора среднего давления — требуется разработка модифицированной
низколегированной хромомолибденованадиевой стали с содержанием
хрома до 2 % и присадками никеля, азота и вольфрама. Это позволит
существенным образом повысить вязкость разрушения при сохранении
остальных прочностных характеристик.
Для параметров 30 МПа, 600 °С требуются улучшенные жаропрочные
стали с содержанием хрома 9—12 %. В отличие от стандартных 12 %-ных
хромистых сталей, улучшенные стали легируются дополнительно нио-
бием и вольфрамом, в них уменьшается в 2 раза содержание углерода
и молибдена. Такие стали разработаны в Японии и в рамках европейской
программы COST как для поковок роторов, так и для литых элементов
арматуры. Сегодня созданы все основные необходимые материалы для
уровня температур 600 °С. Однако высказываются и более осторожные
точки зрения, как правило, не исследователями новых материалов, а про-
изводителями энергетического оборудования. Сравнительно небольшой
разброс мнений связан, как отмечалось выше, с различной конструкцией
турбин, в частности с использованием охлаждения.
Отношение к созданию материалов на параметры 35 МПа, 650 °С
в настоящее время двоякое. С одной стороны, имеется многолетний
опыт использования аустенитных материалов для энергоблоков «Эдди-
стоун-1», «Фило-6», СКР-100 и других, а с другой — понимание того,
что создание современного энергоблока достаточно большой мощности
с хорошими эксплуатационными характеристиками на эти параметры
невозможно без разработки новых материалов. Поэтому уже сейчас,
не смотря на неопределенность сроков перехода на параметры 35 МПа,
650 °С, осуществляются работы, направленные на создание критиче-
392
ГЛАВА 15
ского (из-за своей массы) элемента — ротора ЦСД. Первые исследова-
ния материала слитков массой 16—19 т показали, что такие материалы
могут быть получены в обозримом будущем.
Наибольших успехов в разработке новых жаропрочных материалов
достигли фирмы Японии и Европы в рамках программы COST, специально
осуществленной для разработки жаропрочных материалов для энергобло-
ков ССКП.
На рис. 15.11 представлены данные по длительной прочности роторных
сталей, полученные специалистами ЦКТИ и ЛМЗ в результате испытаний
турбинных роторов после их длительной эксплуатации. Видно, что отече-
ственная хромомолибденованадиевая сталь Р2МА (точка 1) имеет практи-
чески такие же характеристики, как и японская сталь 1 % Cr-Mo-V. Экстра-
поляция кривой для этой стали на повышенные температуры показывает,
что при реальных напряжениях в роторах 70—80 МПа предельная темпе-
ратура для нее составляет 575 °С. По существу, это означает, что хорошо
освоенная отечественная роторная сталь Р2МА не хуже японской и может
применяться до 575 °С.
Сталь TOS101 была разработана в Японии в 60-е годы XX в. для рото-
ров турбин с начальной температурой 566 °С. Первый ротор из нее был
использован в турбине мощностью 375 МВт в 1973 г. К настоящему вре-
мени из этой стали изготовлено более 20 роторов для турбин мощностью
до 1000 МВт, в основном для ЦСД и ЦВСД.
Улучшенная высокохромистая сталь TOS107, разработанная в 1982 г.
с добавлением 1 % вольфрама, предназначена для роторов турбин с началь-
ной температурой 593 °С. К настоящему времени из нее изготовлены
роторы для цилиндров турбин мощностью до 700 и 1000 МВт. Новая сталь
TOS110 предназначена для турбин с начальной температурой 630 °С.
Из нее сначала были изготовлены поковки массой 20 т с наружным диа-
метром 1060 мм, из которых были взяты образцы и получены характери-
100
150
200
300
400
s
д.п
, МПа
T
O
S
1
0
1
T
O
S
1
0
7
T
O
S
1
1
0
1
%
C
r
-
M
o
-
V
1
2
450
500
550
600
t, °C
Рис. 15.11. Сравнение длительной прочности японских и отечественных роторных сталей :
1 — сталь Р2МА; 2 — сталь ЭИ756
393
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
стики, приведенные на рис. 13.12. Отечественная сталь ЭИ756 с содержа-
нием хрома 10,5—12,5 % имеет длительную прочность (точка 2) на уровне
длительной прочности японской стали TOS107, однако она содержит
больше вредных примесей, что неудивительно, поскольку она разрабаты-
валась еще в 50-е годы ХХ в., когда технология получения слитков
и поковок существенно отличалась от современной. Это означает, что
улучшенная сталь потребует доводки для обеспечения необходимого
сопротивления охрупчиванию, скорости распространения трещин и вязко-
сти разрушения. Для решения этой проблемы в России существует база
для создания современных материалов для паровых турбин и котлов
нового поколения (лаборатории в ЦКТИ, ЦНИИТМАШ, ВТИ и других
организациях). После улучшения сталей и дополнительных исследований
на больших базах по времени, исследований малоцикловой усталости,
сопротивления хрупкому разрушению и распространению трещин под
действием статических и переменных нагрузок может быть создана пол-
ноценная перспективная сталь для высокотемпературных роторов. Име-
ются и другие стали для роторов турбин ССКП.
Альтернативой разработке новых жаропрочных материалов является
создание систем охлаждения роторов в зоне высоких температур. В отли-
чие от лопаток газовых турбин, для которых требуется глубокое охлажде-
ние (примерно с 1300—1400 до 800—850°С), в паровой турбине в охлаж-
дении лопаток нет необходимости, а для обеспечения достаточной
надежности, как видно из рис. 15.11, требуется снижение температуры
металла ротора всего лишь на 40—60°С.
Использование охлаждения для роторов паровых турбин началось
в начале 60-х годов XX в., и в настоящее время его применяют многие
фирмы. Универсальной является комбинированная система (рис. 15.12),
сочетающая в себе элементы естественного (внутреннего) и принудитель-
ного (внешнего) охлаждения. Цилиндры высокого и среднего давлений
выполнены в одном внешнем корпусе (совмещенный ЦВСД). Впуск све-
жего и вторично перегретого пара осуществляется в среднюю часть. Свежий
пар расширяется в соплах регулирующей ступени и поступает в проме-
жуточное уплотнение, где его температура снижается при дросселирова-
нии (естественное охлаждение). Затем к дросселированному пару подме-
шивается относительно холодный пар из первого отбора на регенерацию
(принудительное охлаждение). Холодная смесь движется вдоль промежу-
точного уплотнения, охлаждая участок ротора ЦСД и диск его первой
ступени. Этот же диск и часть ротора под диафрагмой второй ступени
принудительно охлаждаются паром из следующего отбора на регенера-
цию. При нагрузках турбины, близких к номинальной, когда давление в
камере регулирующей ступени велико и снижение температуры пара
вследствие дросселирования значительно, принудительное охлаждение
может вообще не использоваться. Нельзя обойтись без него и при работе
на скользящем давлении.
394
ГЛАВА 15
Использование отработавшего в ЦВД пара для охлаждения роторов реа-
лизовано ЦКТИ на 13 турбинах мощностью до 500 МВт. Хотя разработан-
ная система устанавливалась в основном в целях повышения эксплуатаци-
онных характеристик работающих турбин (повышение малоцикловой
долговечности, предупреждение прогибов вследствие ползучести и др.),
она годится и для освоения повышенных температур пара.
Еще раньше принудительное охлаждение использовалось на опытно-
промышленном энергоблоке с предвключенной турбиной СКР-100 на пара-
метры пара 30 МПа и 650 °С на Каширской ГРЭС. Принудительное охла-
ждение ротора ЦСД применялось и на первой в мире современной мощ-
ной турбине ТЭС «Хекинен» при температурах 538/593 °С.
Идея применения только естественного охлаждения ротора ЦВД
вследствие дросселирования в промежуточном уплотнении использована
в предложении по реконструкции энергоблоков 300 МВт при одновремен-
ном повышении начальной температуры до 570 °С. По оценкам, сниже-
ние температуры может составить более 40—50°С, что достаточно для
обеспечения длительной прочности ротора ЦСД.
Определенный интерес представляет давно применяемая в турбинах
СКД Японии система естественного охлаждения, основанная на исполь-
зовании насосного эффекта диска регулирующей ступени. Разработка
и исследования этой системы (рис. 15.13) осуществлялись примени-
тельно к ротору двухпоточного ЦВД турбины мощностью 1000 МВт
на параметры 24,1 МПа, 593/593 °С японской фирмы Mitsubishi. Охлаж-
дение диска регулирующей ступени выполняется «прокачкой» части
«холодного» пара из камеры регулирующей ступени в пространство
перед ее диском. При этом расход пара через охлаждающие каналы под-
3
4
2
1
5
6
Рис. 15.12. Схема универсальной системы охлаждения ротора ЦВСД японской турбины
фирмы Toshiba мощностью 700 МВт на параметры 24,1 МПа, 593/593 °С:
1 — промежуточное уплотнение между ЧВД и ЧСД; 2 — сопловая коробка ЧВД; 3 — внут-
ренний корпус; 4 — подача охлаждающего пара из первого отбора; 5 — подача охлаждающе-
го пара из выходного патрубка ЧВД (второго отбора, холодной нитки промперегрева); 6 —
диафрагма второй ступени
395
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
бирается таким образом, чтобы иметь в них турбулентное течение, обес-
печивающее высокий уровень теплообмена. Затем нагретый пар смеши-
вается с высокотемпературной корневой утечкой, и смесь пониженной
температуры поступает на охлаждение средней части ротора.
Опыт использования системы охлаждения в России уже имеется.
Совершенствование расчетных методик оценки температурных полей
охлаждаемых элементов турбин и определение экономиче ской выгоды
от введения охлаждения позволят без больших затрат провести оптими-
зацию параметров этой системы и их конструктивные исполнения для
турбин на повышенные параметры пара.
Применение любой системы охлаждения приводит либо к недовыра-
ботке мощности в турбине высокопотенциальным отбираемым паром
(при принудительном охлаждении), либо к дополнительным потерям в про-
точной части вследствие затраты мощности. Поэтому система охлаждения
должна быть выполнена так, чтобы выигрыш от повышения параметров
пара при ее использовании превышал необходимые затраты. По многим
причинам исследования теплообмена на натурных турбинах затрудни-
тельны и чрезвычайно дорогостоящи. Поэтому необходимы создание экс-
периментальных стендов, моделирующих процессы теплообмена и газо-
динамическую картину течения различных потоков пара в турбинной
ступени, разработка уточненных методов расчета потерь в проточной
части охлаждаемых ступеней с оценкой экономического эффекта для всей
турбоустановки.
Можно с уверенностью прогнозировать, что подобно тому, как охлаж-
дение лопаток газовых турбин привело к революции в газотурбостроении
и создало предпосылки к появлению высокоэкономичных утилизацион-
ных ПГУ, разработка систем охлаждения паровых турбин приведет к ана-
логичной революции в паротурбостроении. Это тем более целесообразно,
что в наших научных организациях накоплен огромный задел в исследо-
ваниях теплообмена.
В отличие от ГТУ паровым турбинам СКД и ССКП в бывшем СССР
уделялось особое внимание. Были времена, когда СССР лидировал
в строительстве энергоблоков СКД, ввел в эксплуатацию и освоил энер-
гоблок с турбиной СКР-100 на параметры 29,4 МПа и 650 °С (1966 г.).
1
2
4
3
6
5
Рис.15
.
13. Охлаждение диска и вала
под ним «холодным» паром из камеры
регулирующей ступени:
1 — сопловая коробка; 2 — высокотемпе-
ратурная утечка; 3 — основной поток
пара; 4 — диск регулирующей ступени;
5 — охлаждающие каналы; 6 — охлаж-
денная смесь
396
ГЛАВА 15
С начала 90-х годов ХХ в. научно-техниче ская общественность Рос-
сии, обеспокоенная наметившимся отставанием энергетики России
в области освоения ССКП, подняла вопрос о необходимости вновь вер-
нуться к повышению параметров (здесь следует в первую очередь отме-
тить усилия ученых кафедры паровых и газовых турбин МЭИ). Были
проработаны различные концепции турбоустановок с турбиной мощно-
стью 525 МВт с начальным давлением р0 = 29 МПа. Температура све-
жего пара и пара промперегрева варьировалась от 580 до 600 °С, давле-
ние в конденсаторе рк
= 3,4 кПа, температура питательной воды t п.в
=
=300°С. Вариант с одним промперегревом базировался на усовершен-
ствованной тепловой схеме турбины К-500-23,5-4, выпущенной ЛМЗ для
района Экибастуза. При расчетах принято, что проточная часть турбины
отвечает современному уровню, лопатка последней ступени имеет длину
1200 мм (кольцевая площадь выхода пара из ступени Ω = 11,3 м2), КПД
котла ηк
= 94,5 %. Итоги расчета влияния температуры пара на КПД энер-
гоблока мощностью 525 МВт при одном промежуточном перегреве пара
приведены ниже:
Как видно, при начальных параметрах пара 29 МПа, 600/600 °С вполне
достижим КПД энергоблока нетто 45,3 %.
На рис. 15.14 представлена тепловая схема энергоблока с двумя проме-
жуточными перегревами. Результаты расчета влияния температуры пара
t0 / tп.п
,°С...................
580/580
580/600
600/600
КПД η нетто
эб
,%
..............
44,94
45,11
45,33
Nэ
= 525 МВт
ЦHД
ЦНД
Конденсаторы
КН-1
КН-3
КН-2
ПНД-7
ПНД-6
ПНД-5
ЧВД
ЧСД-1
ЦВСД-1
ЦСД-2
ТР
ПН
БН
ПНД-4
ПНД-3
ПНД-2
ПНД-1
Из уплот-
нений
t п.в
Рис. 15.14. Тепловая схема энергоблока ССКП мощностью 525 МВт:
БН — бустерный насос; ПН — питательный насос; КН — конденсатный насос
397
Техническая стратегия обновления теплоэнергетики России
на КПД энергоблока мощностью 525 МВт при двух промежуточных
перегревах приведены ниже:
Видно, что введение второго промежуточного перегрева позволяет
повысить КПД примерно на 0,6 % (абс.), т.е. сэкономить 1,3 % топлива.
Основываясь на этих разработках, организациями России (ВТИ, ЛМЗ,
ЦНИИТМАШ, ЗиО, МЭИ, ХТЗ) были подготовлены технические требо-
вания к энергоблоку мощностью 525 МВт на ССКП. Энергоблок выпол-
няется с одним промежуточным перегревом пара на параметры перед
турбиной 29 МПа, 595/597 °С с давлением в конденсаторе 3,5 кПа, тем-
пературой питательной воды 300 °С. В схеме применены все новейшие
отечественные и мировые достижения, турбина выполняется в соответст-
вии с последними достижениями аэродинамики. Она состоит из ЦВД,
ЦСД и двух ЦНД. При работе на каменном угле КПД нетто энергоблока
составляет 45 %, а на буром — 45,5 %.
В октябре 1997 г. Научно-технический совет РАО «ЕЭС России» после
рассмотрения разработок по энергоблоку ССКП мощностью 525 МВт
отметил его соответствие мировому уровню и готовность российских
производителей создавать оборудование для энергоблока. В качестве
ТЭС для строительства головного энергоблока по предложению Мордов-
энерго была намечена Мордовская ГРЭС, на которой ранее предполага-
лось строить энергоблок СКД мощностью 500 МВт. К сожалению,
несмотря на то, что прошло много лет, никаких подвижек в дальнейшем
проектировании энергоблока пока нет.
Заканчивая обсуждение проблемы освоения ССПП, отметим, что
сегодня исследования, выполненные научными организациями России
в области создания жаропрочных материалов и охлаждения как для кот-
лов, так и для паровых турбин, обеспечивают возможность создания энер-
гоблоков на твердом топливе на эти параметры. Сдерживают эту возмож-
ность только дороговизна их изготовления и освоения.
Следует также подчеркнуть, что повышение параметров пара важно не
только для пылеугольных энергоблоков, но и для паровых турбин ПГУ,
уходящие газы котлов-утилизаторов которых уже сегодня достигают
600—640 °С.
Контрольные вопросы
1. Сформулируйте генеральное направление развития теплоэнергетики в евро-
пейском и азиатском регионах России.
2. Сформулируйте преимущества ввода ПГУ в европейской части России.
3. Какое оборудование является ключевым для создания высокоэкономичных
ПГУ?
4. В каких регионах России строительство пылеугольных энергоблоков нового
поколения наиболее перспективно?
t0 / tп.п1 / tп.п2
,°С............... 580/580/580
580/590/600
600/600/600
КПД η нетто
эб
,%
..............
45,51
45,67
45,90
398
ГЛАВА 15
5. Какая проблема является ключевой для перехода энергетики на начальную
температуру 600 °С?
6. Какие элементы паровой турбины являются критическими для повышения
начальных параметров пара?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Лебедев А.С. ГТЭ-150 достигла проектных показателей / А.С . Лебедев // Петербург
индустриальный. 1999. No 16. C . 19—21.
2. Романов В.И. ГТД-110 — от проекта к реальности / В. Романов, В. Межибовский //
Газотурбинные технологии. 2000. No 6. C . 8 —12 .
3. Ольховский Г.Г. Перспективы использования ГТЭ-110 в тепловой энергетике /
Г.Г. Ольховский, П.А . Березинец // Газотурбинные технологии. 2000. No 6. C . 14—19.
4. Трухний А.Д. Основные научные проблемы создания паротурбинных установок для
энергоблоков нового поколения / А.Д . Трухний, Б.М . Трояновский, А.Г. Костюк // Теп-
лоэнергетика. Ч. I : 2000. No 6. C. 13—19. Ч. II : 2000. No 11. C. 2—9.
5. Васильев В.Д. Разработка камер сгорания энергетических ГТУ с ультранизкими
выбросами NOx / В.Д . Васильев, А.Г. Тумановский // Электрические станции. Спе-
циальный выпуск. 2006. С . 20—24.
6. Фортов В.Е. Энергетика в современном мире / В.Е . Фортов, О.С. Попель. Долгопруд-
ный: Издательский дом «Интеллект», 2011.
7. Неуймин В.М. Особенности освоения газовой турбины ГТЭ-110 ПГУ-325 / В.М . Неуй-
мин // Газотурбинные технологии. 2013. Апрель-май. С . 2—7.
8. Тумановский А.Г. Пути совершенствования угольных ТЭС России / А.Г. Тумановский,
Г.Г. Ольховский // Электричесие станции. 2015. No 1. С . 67—73.
399
Глава шестнадцатая
ЗАРУБЕЖНЫЕ КЛАССИЧЕСКИЕ ПАРОТУРБИННЫЕ
ЭНЕРГОБЛОКИ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ
Содержание
16.1. Основные п ти совершенствования энер етичес о о обор -
дования лассичес их ТЭС
16.2. Сравнительный анализ техничес о о ровня отечественных
и зар бежных паровых т рбин
16.3. Переход с персверх ритичес им параметрам пара
16.4. Совершенствование тепловой схемы т рбо станов и
16.5. Техничес ие хара теристи и зар бежных лассичес их
энер обло ов с с персверх ритичес ими параметрами пара
Контрольные вопросы и задания
Литерат ра для самостоятельно о из чения
16.1. Основные п ти совершенствования энер етичес о о
обор дования лассичес их ТЭС
Из гл. 14 мы уже знаем, что производство электроэнергии в России
базируется на использовании классических ТЭС и ТЭЦ, работающих на
органическом топливе. Несмотря на то, что в последние годы в России
все шире вводятся ПГУ, классические ТЭС доминируют и еще долгие
годы будут доминировать в теплоэнергетике России. Тем более это отно-
сится к ТЭС, работающим на твердом топливе, массовое сжигание кото-
рого в ПГУ пока дело отдаленного будущего. Поэтому понимание тех
резервов, которые пока еще не используются при создании и эксплуата-
ции традиционных ТЭС, а также тенденций их развития представляется
очень важным.
КПД нетто энергоблока как составной части ТЭС определяется соот-
ношением
= ηПТУηк(1 — N
с.н
/Nэ ),
гд е ηПТУ — КПД паротурбинной установки; η к
—
КПД котла; Nс.н
/Nэ
—
доля собственных электрических нужд Nс.н
;Nэ
—
мощность на зажимах
электрогенератора.
На рис. 16.1 показаны доли собственных нужд энергоблоков и ТЭС
с поперечными связями. В среднем по России они составляют 5,8 %,
ηТЭС
нетто
400
ГЛАВА 16
—
н
а
у
г
л
е
и
г
а
з
е
—
н
а
г
а
з
е
—
н
а
у
г
л
е
1
0
9
8
7
6
5
4
3
2
1
С
р
е
д
н
е
е
з
н
а
ч
е
н
и
е
Т
Э
Ц
(
9
0
а
т
)
Т
Э
Ц
(
1
3
0
а
т
)
K
Э
С
(
9
0
а
т
)
K
-
1
5
0
-
1
2
,
8
K
-
2
0
0
-
1
2
,
8
T
-
2
5
0
-
2
3
,
5
K
-
3
0
0
-
2
3
,
5
K
-
5
0
0
-
2
3
,
5
K
-
8
0
0
-
2
3
,
5
K
-
1
2
0
0
-
2
3
,
5
Доля собственных нужд, %
0
Р
и
с
.
1
6
.
1
.
С
о
б
с
т
в
е
н
н
ы
е
н
у
ж
д
ы
э
н
е
р
г
о
б
л
о
к
о
в
и
Т
Э
С
Р
о
с
с
и
и
с
р
а
з
л
и
ч
н
ы
м
т
у
р
б
и
н
н
ы
м
о
б
о
р
у
д
о
в
а
н
и
е
м
401
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
наибольшие значения соответствуют старым ТЭС на начальное давление
90 ат и энергоблокам, работающим на угле.
Экономичность котлов, работающих на газе, составляет 90—94 %,
а малых котлов, работающих на твердом топливе, может быть менее
80 %. Имеются отдельные ТЭС, на которых КПД котлов достигает 95 %.
Наименьшую экономичность имеют паротурбинные установки: их КПД
не превышает 45 %. Это связано не с несовершенством оборудования, а с
законами термодинамики: теплота конденсации пара, отработавшего в тур-
бине и передаваемого охлаждающей воде в конденсаторе, составляет при-
мерно половину теплоты, поступившей в котле от топлива к рабочему пару.
Низкое значение КПД ПТУ и обусловливает необходимость его перво-
очередного повышения. Конечно, и уменьшение расхода электроэнергии
на привод питательных, циркуляционных и конденсатных насосов, на
системы маслоснабжения, охлаждения генераторов, и повышение КПД
котла играют большую роль в экономии топлива, однако эффект от этого
меньше, чем от повышения КПД ПТУ. Поэтому именно паротурбинной
установке ниже уделяется повышенное внимание.
Основными потенциальными методами повышения экономичности
ПТУ являются:
аэродинамическое совершенствование паровой турбины;
совершенствование термодинамического цикла, главным образом,
путем повышения параметров пара, поступающего из котла, и снижения
давления пара, отработавшего в турбине;
совершенствование и оптимизация тепловой схемы и ее оборудования.
16.2. Сравнительный анализ техничес о о ровня отечественных
и зар бежных паровых т рбин
Прежде всего, подчеркнем, что в этом параграфе пойдет речь о паро-
вой турбине только как об энергетической машине, преобразующей
потенциальную энергию пара высоких параметров в кинетическую энер-
гию вращения ротора. Иными словами, будет выполнено сравнение оте-
чественных и зарубежных паровых турбин, имеющих одинаковое назна-
чение, одинаковые начальные параметры пара, близкую номинальную
мощность, подсоединенных к примерно одинаковым электрогенераторам.
Если сказать еще короче, то нас будет интересовать качество проточной
части и совершенство собственно конструкции паровой турбины.
Ранее уже отмечалось высокое совершенство паровой турбины. Еще
раз подчеркнем ее исключительную роль в процессе выработки электро-
энергии: если путем ее совершенствования удается увеличить мощность
паровой турбины на 1 %, то КПД ТЭС возрастает также на 1 %; если же
на той же ТЭС сэкономить 1 % топлива в котле, то ее КПД возрастет
402
ГЛАВА 16
только на 0,4 %, так как КПД преобразования теплоты в работу нахо-
дится на уровне 40 %.
Совершенствование турбины — это самый универсальный способ повы-
шения экономичности ТЭС: он всегда дает эффект вне зависимости
от параметров пара, тепловой схемы, условий эксплуатации и т.д. Даже
наоборот: чем менее совершенна турбоустановка, тем больший относитель-
ный эффект от совершенствования турбины.
Та часть работоспособности пара, которую при его протекании в тур-
бине удалось преобразовать в работу, находится на уровне 40 %. Часть
работоспособности пара, которую при его протекании в турбине не уда-
лось преобразовать в работу, условно называется потерей энергии.
Наибольшие потери возникают при течении пара в сопловых и рабо-
чих решетках, особенно в ЦВД и ЦНД, где это течение носит явно выра-
женный пространственный характер и точный расчет которого затрудни-
телен. Эти потери так и называют потери в решетках.
Вторыми по значению являются так называемые потери с выходной
скоростью. Объем пара, покидающего ЦНД, огромен (напомним, что при
давлении за последней ступенью 4 кПа объем, занимаемый 1 кг пара,
составляет 29 м3), а площадь для выхода пара из каналов рабочих лопа-
ток последней ступени ограничена их прочностью. Поэтому средняя ско-
рость пара, покидающего ступень, может превышать 300 м/с, энергия
этого пара не используется для выработки мощности и поэтому теряется.
Третьими по значению являются паразитные протечки пара мимо
сопловых и рабочих решеток (рис.16.2): периферийная, корневая
(у корня рабочих лопаток), диафраг-
менная. Пар протечек не поступает
на рабочие лопатки ступени и
потому не производит работы.
Аэродинамическое совершенст-
вование турбин за рубежом в послед-
ние 20 лет было связано, прежде
всего, с практическим внедрением
в реальные конструкции предло-
жений, большинство из которых
Основной
поток
Основной
поток
Корпус
Ротор
б
a
б
в
в
2
1
3
6
7
5
4
Рис. 16.2. Протечки в ступени турбины:
1 — разгрузочные отверстия в диске для
выравнивания давления по обе его стороны и
уменьшения осевого усилия, действующего на
упорный подшипник; 2 — диск; 3 — рабочие
лопатки; 4 — бандаж с уплотнительными греб-
нями; 5 — сопловые лопатки; 6 — диафрагма;
7 — сегменты диафрагменного уплотнения
сгребнями;а — периферийная протечка; б —
корневая протечка; в — диафрагменная про-
течка
403
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
сделано советскими учеными еще 30—35 лет назад, к которым отечест-
венное турбостроение по объективным причинам оказалось невосприим-
чивым.
Отметим наиболее важные разработки.
Саблевидные сопловые лопатки. Традиционно сопловые лопатки
выполняют прямыми (см. рис. 8.3) и устанавливают радиально. Это обес-
печивает простоту изготовления диафрагм.
Саблевидными лопатками называются изогнутые лопатки, напоми-
нающие по внешнему виду саблю (в зарубежной литературе использу-
ются термины «банановая» и «трехмерная»). Саблевидные лопатки при-
меняют только для сопловых решеток.
Сопловые саблевидные лопатки устанавливают вполне определенно:
корневые сечения наклоняют в окружном направлении в сторону враще-
ния рабочего колеса, а периферийные, наоборот, — навстречу вращению.
Общий вид диафрагм с саблевидными лопатками показан на рис. 16.3.
Саблевидные сопловые лопатки были предложены в 1962 г. в России
(кафедра паровых и газовых турбин МЭИ) проф. М
.
Е. Дейчем и ныне
акад. РАН Г.А. Филипповым, а впервые использованы в мощных турби-
нах фирмой Siemens в середине 80-х годов прошлого столетия. Сейчас их
применяют все ведущие мировые производители турбин.
По разным оценкам, повышение экономичности ступени при исполь-
зовании саблевидных лопаток составляет 1,5—2,5 % (отн.). Поэтому наи-
более эффективно их применение для последних ступеней ЦНД мощных
паровых турбин, поскольку мощность этих ступеней составляет при-
мерно 10 МВт для турбин ТЭС и приблизительно 40 МВт для тихоходных
турбин АЭС, а суммарное число таких ступеней в турбине шесть-восемь.
Если все диафрагмы этих ступеней ЦНД выполнить с саблевидными
сопловыми лопатками, то КПД его возрастет на 1,5—2,5 %, что с учетом
доли выработки мощности в ЦНД даст выигрыш в экономичности всей
турбины, равный 0,5—0,8 %. Выигрыш при использовании саблевидных
лопаток возникает вследствие того, что уменьшается доля пара, проте-
кающего через корневую и периферийную зоны ступени, где обтекание
ступеней хуже (рис. 16.4).
Фирма Siemens использует аналогичные «трехмерные» лопатки для
ЦВД и ЦСД (рис. 16.5), где лопатки имеют малую длину, но зато относи-
тельно большую область высоких потерь в корневой и периферийных
зонах. Для создания таких лопаток фирма выполнила обширное компью-
терное моделирование облопачивания, испытала его в четырехступенчатой
паровой экспериментальной турбине, после чего оно стало основным для
мощных паровых турбин. По оценкам фирмы Siemens, использование про-
странственных лопаток в ЦВД и ЦСД позволяет увеличить их КПД на 1—
2 % по сравнению с цилиндрами, созданными в 80-е годы прошлого века.
404
Рис. 16.3. Диафрагмы с саблевидными лопатками турбин фирмы Siemens
405
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
На рис. 16.6 показаны три последовательных модификации рабочих
лопаток для ЦВД и первых ступеней ЦНД паровых турбин для АЭС
фирмы GEC-Alstom: обычная («радиальная») лопатка постоянного про-
филя (рис. 16.6, а), используемая в отечественных турбинах; саблевидная
лопатка (рис. 16.6, б) и, наконец, новая лопатка с прямой радиальной
выходной кромкой (рис. 16.6, в). Новая лопатка обеспечивает КПД на 2 %
больший, чем исходная (рис. 16.6, а).
Меридиональное профилирование. Первые ступени паровых турбин,
особенно на сверхкритические параметры пара, имеют сопловые и рабочие
лопатки очень малой высоты. Для повышения КПД таких решеток еще
в 60-е годы XX в. кафедра паровых и газовых турбин МЭИ предложила
так называемое меридиональное профилирование сопловых каналов, при
котором (рис. 16.7) верхний (меридиональный) обвод канала выполняется
не цилиндрическим или коническим, а суживающимся.
Меридиональное профилирование впервые исследовано в МЭИ, и раз-
личные типы решеток испытаны в экспериментальной турбине. Для
решеток малых высот (менее 25 мм) меридиональное профилирование дает
относительное повышение КПД ступени более 2 %, а для высоты 10 мм
относительное повышение КПД составляет около 3 %. Промышленное
0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 G
a)
б)
в)
21
Рис. 16.4. Распределение относительного расхода пара G по высоте ступени (а), сопловая
лопатка старой (б) и улучшенной (в) конструкций:
1 — распределение расхода в ступени с лопатками (б); 2 — то же для лопатки (в)
Рис. 16.5. Рабочие лопатки фирмы Siemens
умеренной веерности, выполненные с про-
странственным профилированием
406
ГЛАВА 16
)
)
a)
Рис. 16.6. Три последовательные модификации профильной части рабочих
лопаток умеренной длины фирмы GEС-Alstom
hcт
a)
б)
0,46 0,50 0,54 0,58 0,62 u/cф
1
2
3
3
3
Пар
3
2
,
5
%
Рис. 16.7. Меридиональное профилирование в первых ступенях паровых турбин фир-
мой General Electric (а) и выигрыш в КПД ступени (б):
1 и 2 — КПД ступени без меридионального профилирования и с ним; 3 — сопловая
решетка с меридиональным профилированием
407
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
применение меридионального профилирования осуществлено в 90-х годах
ХХ в. фирмами Toshiba и General Electric (рис. 16.7). Для реализации мери-
дионального профилирования требуется технология изготовления сопло-
вых решеток с фигурным (нецилиндрическим и неконическим) периферий-
ным обводом.
Увеличение кольцевой площади выхода пара из турбины приводит
к уменьшению потерь с выходной скоростью, пропорциональных квад-
рату площади выхода. Максимальную площадь выхода (11,3 м2) имеет
последняя ступень турбины ЛМЗ К-1200-23,5, длина рабочей лопатки
которой составляет 1,2 м при среднем диаметре 3 м. Эта титановая
лопатка создана более 30 лет назад и долгое время она была рекордной.
Фирма Siemens имеет и использует лопатку (рис. 16.8) с площадью выхода
12,5 м2 (при длине 1143 мм). Лопатка выполнена из высокопрочной стали
с содержанием хрома 16 % (напомним, что лопатка из стали с 12 % хрома
турбин мощностью 300—800 МВт ЛМЗ имеет длину 0,96 м и площадь
выхода 7,48 м2).
Очень характерным примером целесообразности использования более
длинной лопатки последней ступени и перехода на саблевидные сопло-
вые лопатки может служить модернизация турбины пылеугольного энер-
гоблока ТЭС «Энстедваркер» (Дания), которая позволила увеличить его
мощность с 630 до 660 МВт, т.е
. уменьшить удельный расход теплоты
на 4,6 %, что эквивалентно экономии 60 тыс. т угля в год с соответствую-
щим снижением вредных выбросов в окружающую среду.
Увеличение длины рабочих лопаток последних ступеней — одна из типич-
ных мер поддержания экономичности морально стареющих турбин.
Применение периферийных разношаговых многоступенчатых
уплотнений в ЦВД и ЦСД. Разношаговые многогребенчатые уплотнения
(РМУ) впервые, по-видимому, были использованы фирмой Siemens с чис-
лом гребней 12 на роторе и 9 на статоре (рис. 16.9).
Турбины фирмы Siemens имеют в ЧВД и ЧСД так называемое реактив-
ное облопачивание, и для него разношаговые многогребенчатые уплотне-
ния используются на периферии рабочих лопаток и между направляю-
щими аппаратами и ротором. В отечественных турбинах периферийные
уплотнения ступеней, через которые проходит основная протечка, имеют
всего несколько гребней.
Многогребенчатые периферийные уплотнения с числом гребней 9
применяет для активных турбин японская фирма Toshiba.
Известна разработка реактивного ЦВД для турбины К-300-23,5,
выполненная ЛМЗ, в которой использованы многогребенчатые уплотнения.
Широко применяет РМУ турбинный завод «Турбоатом» (Украина).
По сравнению с традиционными уплотнениями, применяемыми в ЦВД
и ЦСД отечественными производителями турбин, многогребенчатые
уплотнения имеют следующие особенности:
408
ГЛАВА 16
существенно большее число гребней: 8—12 по сравнению с традици-
онными двумя, иногда тремя гребнями. При прочих равных условиях это
дает снижение потерь от протечки более чем в 2 раза;
возможность выполнить примерно вдвое меньший радиальный зазор,
что обусловлено наличием гарантированного зазора между гребнями
ротора и статора и отсутствием опасности задевания между гребнями.
Это дает снижение протечек еще примерно в 2 раза. Таким образом, приме-
нение многогребенчатых надбандажных уплотнений позволяет снизить
протечки пара через периферийные зазоры в 4—5 раз, что дает существен-
ный выигрыш в относительном внутреннем КПД ступени, зависящий
от ее параметров. Например, для первых ступеней ЦВД турбины К-300-23,5
ЛМЗ протечка через периферийные уплотнения при традиционных двух-
Статор
Ротор
Рис. 16.9. Разношаговое многогребенчатое уплотнение фирмы Siemens
←
Рис. 16.8. Профильная часть рабочей лопатки последней ступени
фирмы Siemens, обеспечивающая площадь выхода 12,5 м2
409
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
гребенчатых уплотнениях составляет примерно 3 %. Уменьшение
протечки в 4—5 раз приводит к увеличению КПД ступени на 2—2,5 %;
отсутствие опасности задеваний как при радиальном, так и осевом
относительном смещении ротора и статора, т.е. новые уплотнения отли-
чаются высокой степенью сохранности в условиях эксплуатации, что
приводит к увеличению средней экономичности турбоустановки в период
между ремонтами;
новые уплотнения наряду с малыми протечками снижают опасность
возникновения так называемых самовозбуждающихся колебаний ротора
турбины.
Многогребенчатые уплотнения могут быть применены практически во
всех турбинах в качестве надбандажных уплотнений не только для новых
турбин, но и при реконструкциях и ремонтах старых.
В последние годы в ступенях с короткими лопатками, где протечки
существенно снижают экономичность, все шире используют так называе-
мые сотовые уплотнения. Они выполняются в виде пчелиных сот, поме-
щаемых на металлические сегменты, которые заводятся в расточки обойм
диафрагм. Их главным достоинством является исключение опасности
задеваний гребней уплотнений, расположенных на периферийных банда-
жах ротора. При таких задеваниях гребни просто прорезают канавки
в сотовых вставках без выделения большого количества теплоты. При
этом зазоры в уплотнении можно уменьшить вдвое (с 1,2 до 0,6 мм), что
дает повышение КПД ЦВД турбины 300 МВт примерно на 1 %. При этом
ясно, что при износе сотовых уплотнений при задеваниях вся выгода
от их применения исчезает. А причин износа таких уплотнений при пус-
ках, изменениях нагрузки, остановах и особенно при выбеге ротора, когда
он достаточно продолжительно проходит через критические частоты вра-
щения, более чем достаточно. Кроме того, малые радиальные зазоры в
уплотнениях очень существенно снижают пороговую мощность, при
которой возникает процесс интенсивных самоподдерживающихся колеба-
ний ротора, исключающий возможность работы турбины.
Этих недостатков не имеют разношаговые уплотнения, и поэтому ряд
фирм (Siemens, «Турбоатом») являются принципиальными противниками
сотовых уплотнений, не говоря уже о том, что они существенно дороже
разношаговых уплотнений.
Применение регулируемых диафрагменных уплотнений в ЧВД
иЧСД.Диафрагменные уплотнения турбин российских производителей
выполняются с плоскими окружными пружинами (см. рис. 8.8), прижимаю-
щими сегменты уплотнения к валу с фиксацией малых радиальных зазоров.
При пусках и остановах турбины, когда возникает повышенная вибрация
вала, могут происходить задевания гребней о ротор с их износом и появле-
нием значительных протечек пара. По опыту фирмы General Electric на тур-
бине 500 МВт с совмещенным ЦВСД при номинальном радиальном зазоре
в уплотнениях 0,38 мм после 5 лет эксплуатации зазор увеличился
410
ГЛАВА 16
до 1,52 мм, что привело к снижению
экономичности турбины на 0,35 %.
В последние годы ряд фирм, в част-
ности
фирмы General Electric
и Toshiba, используют так называемые
саморегулируемые уплотнения.
Идея этих уплотнений (рис. 16.10)
состоит в том, что при пуске турбины
сегменты уплотнений в диафрагмах
отжимаются пружинами таким обра-
зом, что образуются бóльшие радиаль-
ные зазоры и это обеспечивает отсут-
ствие задеваний при пуске. После
синхронизации турбины в полость
пазов под сегменты уплотнений пода-
ется пар повышенного давления (боль-
шего, чем давление в проточной части
уплотнений), этим давлением сегменты уплотнений отжимаются к центру
вала, и зазоры уменьшаются до номинального значения. Таким образом
обеспечиваются сохранность уплотнений при переходных режимах
и малые зазоры, а следовательно, малые протечки при нормальной
работе турбины.
Уплотнения устанавливаются на участках вблизи середины пролета
ротора, где смещения максимальные. Окупаемость затрат при замене ста-
рых на более сложные новые уплотнения, по данным фирмы, составляет
период менее 1 года.
Для условий России применение таких уплотнений наиболее целесо-
образно на турбинах мощностью 300—800 МВт производства ЛМЗ.
Рассмотренные способы усовершенствования элементов отечествен-
ных паровых турбин могут быть реализованы без существенного измене-
ния традиционной технологии, освоенной на российских предприятиях-
производителях паровых турбин, и не требуют применения новых неос-
военных материалов.
При таком комплексном усовершенствовании общее повышение эко-
номичности, по существу, получается суммированием экономических
эффектов от отдельных рассмотренных мер. Оценка показывает, что
Рис. 16.10. Ступень с саморегулируемыми
радиальными зазорами фирмы General Elect-
ric:
1 — подвод пара повышенного давления; 2 —
отжимающие пружины; 3 — периферийное (над-
бандажное) уплотнение; 4 — диафрагменное
лабиринтное уплотнение
3
2
1
1
2
4
411
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
существующие меры совершенствования ЦНД могут дать суммарное
снижение удельного расхода теплоты турбоустановкой более чем на 3 %.
Кроме перечисленных мер, направленных на улучшение экономично-
сти турбины, можно указать на совершенствование аэродинамики паро-
подводящего тракта, стопорных и регулирующих клапанов, внутренних
перепускных трактов, систем паровпуска и выпуска пара из цилиндров,
поворотов и т.д., выполнение регулирующей ступени (первой ступени
с переменной дугой подвода пара).
В табл. 16.1 приведены примерные значения экономии топлива в ПТУ
при использовании различных способов повышения КПД турбины.
Видно, что эта экономия может достигать 6 %, хотя на практике эти меро-
приятия в полной мере по разным причинам не реализованы ни в одной
турбине западного и отечественного изготовления.
16.3. Переход с персверх ритичес им параметрам пара
История развития энергетики — это история повышения параметров пара.
С начала 60-х годов XX в. в бывшем СССР начался быстрый переход
от докритических параметров (13 МПа, 540/540 °С) к сверхкритическим
(СКД — 24 МПа, 540/540 °С), и к концу 80-х годов энергетика СССР
Таблица 16.1
Примерные значения экономии топлива в ПТУ при использовании различных способов
повышения КПД турбины
Способ повышения КПД турбины
Экономия
топлива, %
Проектирование проточной части с использованием трехмерной методики
расчета
0,75
Использование улучшенных дозвуковых и трансзвуковых турбинных решеток
1,23
Оптимизация периферийного обвода сопловых и рабочих решеток
0,80
Увеличение числа гребней в уплотнениях ступеней
0,50
Использование регулируемых зазоров в уплотнениях
0,35
Организация направленных корневых межвенцовых протечек в ступенях дис-
ковой конструкции
0,60
Использование закрученных сопловых и рабочих лопаток с переменным уг-
лом по вращению (трехмерные лопатки)
0,85
Оптимизация последней ступени ЦНД
0,15
Использование новых клапанных систем
0,20
Совершенствование внутреннего тракта турбины (входных, выходных диф-
фузоров, переходных патрубков и др.)
0,22
Использование совершенных систем влагоудаления
0,05
Оптимизация регулирующей ступени
0,40
Все го
6,10
412
ГЛАВА 16
имела опыт освоения и использования энергоблоков СКД, больший, чем
какая-либо другая страна. Переход к энергоблокам СКД приводит к суще-
ственной расчетной экономии топлива (рис. 16.11), которая зависит от трех
факторов: начальной температуры и температуры промежуточного пере-
грева, начального давления и числа промежуточных перегревов. Из
рис. 16.11 видно, что переход от параметров 18,5 МПа/535/535 °С к пара-
метрам 30 МПа/650/650 °С дает экономию топлива 8,41 %. Введение вто-
рого промежуточного перегрева добавляет к экономии топлива еще 1—
2 % в зависимости от соотношения параметров. В настоящее время миро-
вая теплоэнергетика уже перешла к энергоблокам суперсверхкритических
параметров пара, освоив параметры 30МПа, 600 °С. В зарубежной
печати имеются сообщения о работе над энергоблоком на начальную тем-
пературу 720 °С.
Целесообразность постепенного перехода к энергоблокам ССКП
в России в настоящее время обусловлена следующими обстоятельствами.
1. Повышение параметров пара — это один из наиболее эффективных
способов увеличения КПД ТЭС. Для России, где климатические условия
позволяют иметь глубокий вакуум в конденсаторе, главными мерами
являются повышение параметров пара и введение второго промпере-
грева. Необходимо также подчеркнуть, что повышение параметров дает
эффект независимо от вида используемого топлива.
2. Переход к ССКП дает значительный эффект не только в традицион-
ных технологиях сжигания топлива, но и во всех комбинированных
535
0
1
,
8
3
1
,
8
5
4
,
2
0
1
,
0
3
1
,
4
0
2
,
5
5
3
,
0
2
3
,
6
0
4
,
4
8
6
,
4
3
7
,
3
0
7
,
3
0
7
,
5
7
7
,
0
6
1
0
,
1
4
9
,
2
4
8
,
6
2
5
,
0
0
5
,
1
4
5
,
7
4
3
,
2
3
3
,
4
5
4
,
5
6
5
,
7
2
6
,
9
5
5
,
9
3
8
,
4
1
5
,
2
0
1
,
4
3
3
,
0
6
3
,
5
5
2
4
6
8
10
12
18,5
22,5
25,0
30,0
14
560
600
650
—
1
—
2
Начальная температура, °С
Н
а
ч
а
л
ь
н
о
е
д
а
в
л
е
н
и
е
,
М
П
а
Э
к
о
н
о
м
и
я
т
о
п
л
и
в
а
,
%
Рис. 16.11. Влияние начальных параметров энергоблока на экономию топлива:
1 — один промежуточный перегрев; 2 — два промежуточных перегрева
413
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
парогазовых технологиях с развитой паротурбинной частью: уже сейчас
за рубежом ведутся работы по применению в паротурбинной части ути-
лизационных ПГУ пара СКД и ССКП, они с успехом могут использо-
ваться в ПГУ со сбросом газов ГТУ в котел, с вытеснением паровой реге-
нерации, с применением газификации в кипящем слое под давлением
и низкотемпературной ГТУ и т.д.
3. Повышение параметров пара и как следствие уменьшение тепловых
выбросов — главный путь решения глобальной экологической проблемы
потепления климата.
4. Повышение начальных параметров при традиционном способе сжи-
гания — это наиболее простой и действенный способ вовлечения в энер-
гетику наименее «благородного» топлива — твердого, запасов которого
хватит на сотни лет. Нет сомнения в том, что твердое топливо будет
в перспективе вытеснять жидкое и газообразное.
К сожалению, российская энергетика в части освоения ССКП сущест-
венным образом отстает от энергетики развитых стран. Если оставить
в стороне периодические кризисные явления в стране, которые не могут
не затронуть энергетику, то повышение параметров сдерживается целым
рядом обстоятельств.
Основным энергетическим топливом в России является природный
газ, который наиболее целесообразно использовать в ПГУ с котлом-ути-
лизатором. Уже сегодня работающие ПГУ этого типа имеют КПД, превы-
шающий 60 %. Конечно, внедрение аналогичных установок в энергетику
России было бы самым оптимальным. Однако еще длительное время
в России будут вводиться традиционные энергоблоки на газе, повыше-
ние экономичности которых очень важно. Вместе с тем в современных
ПГУ уровень температуры за газовой турбиной уже превысил 600 °С,
и начальные параметры ПТУ ПГУ уже таковы, что целесообразно
переходить к повышенным температурам пара даже в ПГУ утилизацион-
ного типа.
Использование твердого топлива на ТЭС России сегодня ограничено,
его запасы сосредоточены в основном в восточных регионах, где оно
сравнительно дешево. Эти обстоятельства порождают сомнения в наличии
сегодня в России «ниши» для энергоблоков ССКП. К этому следует доба-
вить, что в качестве конкурентов традиционному сжиганию твердого топ-
лива выступают и другие способы сжигания — внутрицикловая газифика-
ция и сжигание в циркулирующем кипящем слое при атмосферном
давлении или под давлением.
Из-за нестабильности цен в сегодняшней России выполнить полноцен-
ное технико-экономическое обоснование строительства энергоблока
ССКП не представляется возможным. Однако и без расчетов ясно, что
доля твердого топлива будет увеличиваться за счет вытеснения жидкого
топлива, дефицит газа будет расти и как следствие твердое топливо будет
414
ГЛАВА 16
дорожать, а переход к ССКП станет экономически целесообразным даже
в условиях России.
Интерес к повышению начальных параметров существовал всегда. Он
увеличивался всякий раз с ростом цен на топливо и созданием новых
более жаропрочных материалов и снижался с появлением новых более
дешевых видов топлива, например ядерного. Не претендуя на полноту
обзора освоения ССКП, поскольку число работ на эту тему, по-видимому,
превышает несколько сотен, отметим главные вехи.
История освоения ССКП охватывает уже почти 40 лет. Она началась с
создания в США энергоблока «Эддистоун-1» мощностью 325 МВт на
параметры 35,9 МПа, 648/565/565 °С.
В 1966 г. на Каширской ГРЭС началась опытно-промышленная экс-
плуатация паровой турбины СКР-100-300, построенной ХТЗ на начальные
параметры 29,4 МПа, 650 °С с противодавлением 3,03 МПа. В течение ряда
лет отечественная теплоэнергетика получала уникальный опыт работы на
ССКП. На протяжении 1967—1971 гг. было проведено 60 кампаний
работы энергоблока, причем максимальная длительность непрерывной
работы составила 50 сут. Была проверена эксплуатационная надежность
основных узлов, выполненных из различных сталей аустенитного класса,
исследованы их температурные режимы. Среди многих оригинальных
технических решений, разработанных для турбины СКР-100-300, следует
выделить систему охлаждения ротора и статора, разработка которой
представляет серьезную проблему и сегодня.
Эксплуатация турбоагрегатов на ССКП, построенных в 50—60 -е годы
XX в., внесла серьезный научно-технический вклад в развитие мировой
теплоэнергетики. Некоторые агрегаты уже выработали свой ресурс и выве-
дены из эксплуатации, но другие продолжают работать.
В 1978 г. Научно-технический совет Минэнергомаша СССР, обобщив
результаты работы энергоблока с турбиной СКР-100-300 на Каширской
ГРЭС, сделал вывод о технической возможности создания надежных
и высокоэффективных паровых котлов и турбин для энергоблоков мощно-
стью 800 МВт и более на начальные параметры 30 МПа, 650 °С. Были
выполнены расчетное обоснование и эскизное проектирование котла
паропроизводительностью 2400 т/ч на кузнецком угле и турбины типа
К-800-30-650 с промежуточным перегревом до 565 °С. С учетом ряда
дополнительных усовершенствований энергоблок К-800 -30 -650 должен
был дать экономию до 130 тыс. т условного топлива в год по сравнению
с типовым энергоблоком К-800 -23,5.
В 1986 г. японская фирма Mitsubishi на электростанции «Вакамацу»
начала эксплуатацию паровой турбины с противодавлением мощностью
50 МВт с температурой свежего пара и пара промперегрева 593 °С.
На этом агрегате фирма вела исследования надежности узлов, работаю-
щих при высоких температурах. Результаты исследований использованы
415
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
при разработке турбоагрегата мощностью 700 МВт на начальные пара-
метры 24,6 МПа, 538/593 °С для энергоблока «Хекинен-3», введенного
в эксплуатацию в 1993 г.
Первым энергоблоком ССКП нового поколения по праву должен счи-
таться энергоблок «Кавагое-1» на параметры 30,5 МПа, 566/566/566 °С.
Пробный пуск и синхронизация его осуществлены в конце декабря 1988 г.,
номинальная нагрузка при номинальных параметрах пара достигнута
3 февраля 1989 г., а с 30 июня 1989 г., после проведения необходимых
испытаний, началась промышленная эксплуатация энергоблока.
В июне 1992 г. введен энергоблок «Кавагое-2», аналогичный «Кавагое-1».
В июле 1992 г. был испытан, а в апреле 1993 г. принят в коммерческую
эксплуатацию энергоблок «Хекинен-3» (Япония) мощностью 700 МВт
на параметры пара 25 МПа, 538/593 °С. При разработке турбины использо-
ваны все последние достижения в области материалов, аэродинамики
и технологии, а также результаты исследований систем охлаждения на
энергоблоке «Вакамацу».
В Европе и Японии введены новые энергоблоки ССКП: в 1997—
1998 гг. — два энергоблока на ТЭС «Конвой» (Дания) мощностью 400 МВт
на параметры 29 МПа, 582/580/580 °С; в 1995 г. — на ТЭС «Любек» (Гер-
мания) на параметры 27,5 МПа, 580/600 °С; в 1997 г. — на ТЭС «Мацуура»
(Япония) на параметры 24,1 МПа, 593/593/593 °С.
В настоящее время практически все ведущие турбостроительные
фирмы создают паровые турбины ССКП нового поколения.
Целесообразность перехода к ССКП необходимо оценивать по многим
факторам: экономичности, капиталовложениям, экологичности, эксплуа-
тационным затратам, маневренности, экономичности на частичных
нагрузках и др., причем все оценки необходимо делать в сравнении с аль-
тернативными установками, например, ПГУ с внутрицикловой газифика-
цией, ПГУ с циркулирующим кипящим слоем, а когда используется при-
родный газ — и с утилизационными ПГУ.
Эффект от повышения параметров пара приведен в десятках работ.
Остановимся на данных, где этот эффект представлен в наиболее нагляд-
ной форме (рис. 16.12). Видно, что при температуре, давно освоенной
в Японии (566 °С), при переходе от 24,1 до 31 МПа и при введении вто-
рого перегрева мо
жно суммарно сэк
ономить более 4% топлива
по сравнению с расходом его на энергоблоке с параметрами 24,1 МПа,
538/566 °С, причем эффект будет таким же, если при начальном давлении
24,1 МПа поднять температуры перед цилиндрами до 593 °С. Освоенные
материалы и имеющийся опыт эксплуатации позволяют уже сегодня
перейти к температурам 593 °С, повысив КПД еще на 1,5 %. Эти расчет-
ные данные полностью подтверждены испытаниями и опытом эксплуата-
ции энергоблоков «Кавагое-1» и «Кавагое-2», на которых получена эконо-
416
ГЛАВА 16
мия топлива 5 % по сравнению с расходом топлива на обычном
энергоблоке СКД на 24 МПа, 538/566 °С.
Одним из основных требований к оборудованию на ССКП является
сохранение таких эксплуатационных показателей, как надежность, эко-
номичность на частичных режимах, маневренность на уровне не худ-
шем, чем у энергоблоков СКД. Известно, что противники создания энер-
гоблоков СКД в качестве аргумента в первую очередь выдвигали
невозможность обеспечить именно эти эксплуатационные характери-
стики. Однако опыт освоения энергоблоков СКД показал, что при нор-
мальной эксплуатации они не уступают энергоблокам докритиче ского
давления. К сожалению, работа энергоблоков ССКП («Эддистоун-1»,
СКР-100-300) в первое время сопровождалась появлением трещин в
паровпускных элементах, выполненных из аустенитных сталей, вследст-
вие как их неблагоприятных физико-механических характеристик, так и
несовершенства методов расчета долговечности с учетом переходных
режимов, а также несовершенством режимов пуска.
К энергоблоку «Кавагое-1» уже при проектировании предъявлялись
требования по маневренности такие же, как и к другим энергоблокам
Японии, в частности ежедневные пуски с учетом большой и возрастаю-
щей из года в год неравномерности графика нагрузки. Удовлетворение
требований по маневренности энергоблоков ССКП не должно вызывать
каких-либо особых проблем.
Возможность обеспечения надежной эксплуатации энергоблоков ССКП
подтверждается 18-летним опытом работы энергоблока «Кавагое-1».
3
2
1
566/566/566
8
6
4
2
Dh/h, %
0
34,5
31
24,1
621/621/621
593/593
566/593
538/566
566/566/566
621/621/621
649/649/649 °C
593/593/593
593/593/593
p, МПа
Рис. 16.12. Относительное повышение КПД турбинной установки по отношению к КПД
турбин с параметрами 24,1 МПа, 538/566 °С (по данным японских энергетиков):
1 — работающие ТЭС; 2 — освоенные параметры; 3 — энергоблоки с технологией и материа-
лами будущего
417
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
Почти все возникшие неполадки оборудования могли появиться и на
обычном энергоблоке СКД.
Определенные резервы повышения экономичности содержатся в сни-
жении конечного давления — давления за турбиной. Уменьшение конеч-
ного давления на 1 кПа приводит к увеличению КПД турбоустановок
ТЭС примерно на 1 %. Однако с учетом того, что типичное расчетное
давление в конденсаторах КЭС составляет 3—5 кПа, становится ясным,
что обеспечить снижение давления на 1 кПа — это довольно сложная
задача, связанная с необходимостью увеличения и без того огромной
поверхности конденсации конденсатора, повышения расхода дефицитной
охлаждающей воды и, в конечном счете, — с существенным ростом капи-
тальных вложений, которые могут иметь длительный срок окупаемости.
Последний значимый фактор, определяющий экономичность, — это
температура питательной воды. В теории тепловых циклов показано, что
для каждой турбоустановки существует некоторая термодинамически
оптимальная температура питательной воды, при которой ее КПД дости-
гает максимального значения. При проектировании турбоустановки фак-
тическую температуру питательной воды принимают меньше термодина-
мически оптимальной. Это позволяет уменьшить капиталовложения
в систему регенерации, но снижает ее эффективность.
В табл. 16.2 приведены данные по возможной экономии удельного рас-
хода тепловой энергии турбоустановкой при совершенствовании пара-
метров ее термодинамического цикла. Эти данные позволяют сразу же
сделать несколько важных оценок.
Как отмечалось выше, в начале 70-х годов ХХ в. на энергоблоках СКД
температура свежего пара и промежуточного перегрева была снижена
с 565 до 540 °С, что привело к потере экономичности турбоустановки
только по этой причине на значение
∆η = (0,02 + 0,015)(565 – 540) = 0,88 %,
т.е
. почти на 1%. Если оценить количество топлива, дополнительно
использованного в топках котлов энергоблоков (а это примерно 3 г услов-
ного топлива на каждый 1 кВт⋅ч выработанной электроэнергии при при-
мерной ежегодной выработке в 300 млрд кВт⋅ч в течение 30 лет), то его
Таблица 16.2
Потенциал совершенствования параметров термодинамического цикла
Мероприятие
Относительное повышение КПД, %
Повышение температуры свежего пара на 1 °С
Повышение давления свежего пара на 1 МПа
Повышение температуры промежуточного перегрева на
1°С
Использование второго промежуточного перегрева пара
Снижение давления в конденсаторе на 1 кПа
Повышение температуры питательной воды на 1 °С
0,02
0,1
0,015
1,2
1,0
0,02
418
ГЛАВА 16
стоимость многократно перекроет затраты на решение проблемы воз-
врата энергоблоков России к параметрам, освоенным 30 лет назад.
Вторая интересная оценка — это экономия топлива при переходе на
ССКП. Если с параметров 24 МПа, 540/540 °С перейти на параметры
пара 30 МПа, 600/600 °С и повысить температуру питательной воды
с 275 до 300 °С, то экономия тепловой энергии составит
∆η = (0,02 + 0,015)æ60 + 0,1⋅6 + 0,02æ25 = 3,2 %.
Если при этом использовать еще и второй промежуточный перегрев
пара, то экономия тепловой энергии достигнет 4,4 %.
Подчеркнем, что в этих оценках не учитывается потенциал повышения
экономичности, связанный с совершенствованием турбины (см. § 16.2),
котла и тепловой схемы.
16.4. Совершенствование тепловой схемы т рбо станов и
Определенные резервы повышения экономичности содержатся и в теп-
ловой схеме, а точнее — в конденсатно-питательном тракте. К таким
резервам относятся:
использование бездеаэраторной схемы, когда деаэратор исключается
и при этом экономится электроэнергия на закачку конденсата из конден-
сатора на отметку установки деаэратора и экономится теплота пара,
покидающего деаэратор вместе с неконденсирующимися газами;
использование двухподъемной схемы питания котла;
снижение гидравлического сопротивления паропроводов отбора пара
на регенеративные и сетевые подогреватели, позволяющее отбирать пар
при меньшем давлении и, следовательно, заставлять его совершать бóль-
шую работу в турбине;
увеличение числа регенеративных подогревателей, обеспечивающее
бóльшую мощность турбины при той же температуре охлаждающей воды;
снижение гидравлического сопротивления тракта промежуточного
перегрева.
Все эти и некоторые другие усовершенствования позволяют снизить
удельный расход теплоты на турбоустановку примерно на 1,5 %.
Таким образом, суммарный резерв повышения экономичности для
энергоблоков нового поколения составит:
от совершенствования турбины — 6,1 %;
от перехода на ССКП — 3,2 %;
от совершенствования тепловой схемы — 1,5 %,
что в итоге дает 10,8 %.
Аналогичному усовершенствованию может быть подвергнута и котель-
ная установка. Ее КПД может быть увеличен примерно на 2,5 %. Таким
образом, резерв повышения экономичности обычных энергоблоков СКД
на параметры 24 МПа, 540/540 °С с КПД 40 % при переходе на ССКП
составляет примерно 13 %, что позволяет построить энергоблок с КПД
η = 1,13æ40 = 45,2 %.
419
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
16.5. Техничес ие хара теристи и зар бежных лассичес их
энер обло ов с с персверх ритичес ими параметрами пара
Прежде чем переходить к анализу показателей зарубежных энергобло-
ков СCКП, заметим, что четкой границы между энергоблоками СКД и
энергоблоками ССКП быть не может. Но для отбора данных для анализа
ее все-таки следует обозначить, опираясь на некоторые критерии.
Главным критерием, конечно, являются температуры свежего пара и
пара промежуточного перегрева, которые требуют перехода на новые
более жаропрочные материалы для основных деталей турбин и котлов.
Расчеты и их анализ показывают, что до температуры 570—575 °С при
введении систем охлаждения роторов турбины вполне можно использо-
вать хорошо освоенные слаболегированные жаропрочные сплавы.
Другими критериями являются давление свежего пара и число проме-
жуточных перегревов, которые существенным образом влияют на кон-
струкцию. Увеличение начального давления свыше 30 МПа и введение
второго промежуточного перегрева, как видно из опыта освоения блока
«Кавагое-1», существенно влияют на все показатели энергоблока.
Поэтому к энергоблокам ССКП, наверное, целесообразно относить те,
для которых выполняется по крайней мере одно из следующих условий:
начальная температура — более 575 °С;
начальное давление — не менее 30 МПа;
число промежуточных перегревов пара — более одного.
Энергоблоки, не соответствующие этим критериям, но характеризую-
щиеся параметрами, которые превышают 24 МПа/540/540 °С, целесооб-
разно называть энергоблоками на повышенные параметры пара.
В табл. 16.3—16.5 представлены основные параметры работающих
энергоблоков ССКП, а в табл. 16.6 сведены все показатели с привлече-
нием других данных для анализа. Из этих таблиц видно, что энергоблоки
Таблица 16.3
Основные характеристики энергоблоков ССКП ТЭС Дании
Показатель
Электростанция и номер блока
«Скербек-3»
«Норджиленд-3»
«Аведор-2»
Основное топливо
Газ
Уголь
Газ
Мощность нетто, МВт
390
375
400
Давление свежего пара, МПа
290
290
300
Температура свежего пара, °С
580
580
580
Температура пара промежуточного
перегрева, °С
580/580
580/680
600
Температура питательной воды, °С
300
300
310
Давление в конденсаторе, кПа
23
23
28
КПД нетто, %
49
47
44
Год ввода в эксплуатацию
1997
1998
2001
420
ГЛАВА 16
Таблица 16.4
Мощные энергоблоки угольных ТЭС Японии
Энергоблок
Энергетическое
предприятие
Номинальная
выходная
мощность,
МВт
Давление
вглавном
паропроводе,
МПа
Температура
пара, °С
Месяц
и год
ввода
в эксплуа-
тацию
«Рейхоку-1»
Kyusyu Electric
Power Co.
700
24,1566/566
Июль
1995
«Хараномати-1»
Tohoku Electric
Power Co.
1000
24,5
566/593
Июль
1997
«Мацуура-2»
EPDC
1000
24,1
593/593
Июль
1997
«Нанао-Оота-2»
Hokuriku Electric
Power Co.
740
24,1593/593
Июль
1998
«Хараномати -2»
Tohoku Electric
Power Co.
1000
24,6
600/600
Июль
1998
«Мисуми-1»
Tyugoku Electric
Power Co.
1000
24,5
600/600
Июль
1998
«Бухта Татибана»
Kyusyu Electric
Power Co.
700
24,1566/593
Июль
2000
«Бухта Татибана-1»
EPDC
1050
25,0
600/610
Июль
2000
«Цуруга-2»
Hokuriku Electric
Power Co.
700
24,1593/593 Октябрь
2000
«Рэйхоку-2»
Kyusyu Electric
Power Co.
700
24,1593/593
Июль
2001
«Бухта Татибана-2»
EPDC
1050
25,0
600/610
Июль
2001
Таблица 16.5
Основные характеристики энергоблоков ССКП ТЭС Германии
Электростанция Топливо
Мощность,
МВт
Темпера-
тура пара,
°С
Давление
пара, МПа
Темпера-
тура пита-
тельной
воды, °С
Давление
в конден-
саторе, кПа
КПД
энерго-
блока
нетто, %
«Любек»
Каменный
уголь
400
580/560 27,5/—
—
—
45,0
«Хесслер»
»
739
578/600 26,6/5,5 302
3,6
45,4
«Липпендорф» Бурый
уголь
934
554/580 26,7/4,9 2713,8
42,8
«Бексбах-2» Каменный
уголь
750
575/595 25,0/—
290
—
46,3
421
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
ССКП перестали быть «экзотикой» и все шире внедряются в теплоэнер-
гетику, в первую очередь, в Японии, Германии и Дании.
Прежде всего, из табл. 16.5 видно, что КПД нетто энергоблоков нового
поколения составляет 43—46 %. Исключением являются несколько энер-
гоблоков с еще большим КПД, которые постоянно работают с очень низ-
кой температурой охлаждающей воды, поступающей в конденсаторы
(морская вода из придонных слоев с температурой 2,3—2,7 °С). Эти зна-
чения вполне коррелируют с теми, которые получены выше.
Далее, обратим внимание на то, что большинство энергоблоков, дан-
ные по которым приведены в табл. 16.6, работает на твердом топливе.
Это еще раз говорит о том, что основной «нишей» для энергоблоков
ССКП являются пылеугольные ТЭС, а газ следует использовать для ути-
лизационных ПГУ.
Все энергоблоки имеют повышенные начальную температуру пара
и/или температуру промежуточного перегрева. Практически «стандарт-
ными» для энергоблоков нового поколения стали температуры 580 °С
в Европе и 600 °С в Японии.
Большинство новых энергоблоков выполняется с одним промежуточ-
ным перегревом пара, хотя, как отмечалось выше, второй перегрев дает
прибавку в КПД 1,2 % (по другим оценкам — 1,5 %). Связано это с тем,
что введение второго промперегрева существенно усложняет конструк-
цию и турбины, и котла, создавая, кроме того, ряд эксплуатационных
проблем. Поэтому два промежуточных перегрева пара используют
в основном в тех энергоблоках, в которых без второго промперегрева
обойтись невозможно. В своем большинстве это энергоблоки с очень низ-
кой температурой охлаждающей воды и соответственно очень низким
давлением в конденсаторе. Именно для того, чтобы избежать высокой
конечной влажности, необходим второй промежуточный перегрев.
Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения выпол-
нено на начальное давление 24—26 МПа. Это также, судя по публика-
циям, связано с тем, что усложнение конструкции турбины (увеличение
числа ступеней и соответственно цилиндров, трудности обеспечения
плотности горизонтальных разъемов корпусов с высоким внутренним
давлением, сложность обеспечения вибрационной надежности валопро-
вода турбоагрегата и др.) сегодня не окупается выигрышем в экономич-
ности.
Большинство энергоблоков имеет мощность в диапазоне 400—1000 МВт,
что, с одной стороны, позволяет оставаться в рамках умеренного числа
ЦНД (два-три) и общего число цилиндров (четыре-пять), а с другой —
обеспечить достаточно высокий КПД проточной части турбины. Боль-
шинство энергоблоков, вводимых в Японии, имеет мощность 1000 МВт.
Заметим, что даже для докритических начальных параметров пара строи-
тельство энергоблоков мощностью менее 600 МВт ведется в исключитель-
ных случаях, обусловленных определенными соображениями. На этом
422
ГЛАВА 16
Т
а
б
л
и
ц
а
1
6
.
6
О
с
н
о
в
н
ы
е
х
а
р
а
к
т
е
р
и
с
т
и
к
и
с
о
в
р
е
м
е
н
н
ы
х
э
н
е
р
г
о
б
л
о
к
о
в
н
а
с
у
п
е
р
с
в
е
р
х
к
р
и
т
и
ч
е
с
к
и
е
п
а
р
а
м
е
т
р
ы
п
а
р
а
С
т
р
а
н
а
,
э
н
е
р
г
о
б
л
о
к
Г
о
д
в
в
о
д
а
в
э
к
с
-
п
л
у
а
т
а
ц
и
ю
Т
о
п
л
и
в
о
Т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
с
в
е
ж
е
г
о
п
а
р
а
и
п
а
р
а
п
р
о
м
е
ж
у
-
т
о
ч
н
ы
х
п
е
р
е
г
р
е
в
о
в
t
0
/
t
п
.
п
1
/
t
п
.
п
2
,
°
С
Н
а
ч
а
л
ь
-
н
о
е
д
а
в
л
е
-
н
и
е
,
М
П
а
Т
е
м
п
е
-
р
а
т
у
р
а
п
и
т
а
-
т
е
л
ь
н
о
й
в
о
д
ы
,
°
С
Э
л
е
к
т
р
и
ч
е
-
с
к
а
я
м
о
щ
-
н
о
с
т
ь
,
М
В
т
Д
а
в
л
е
н
и
е
в
к
о
н
д
е
н
-
с
а
т
о
р
е
,
к
П
а
К
П
Д
э
н
е
р
г
о
-
б
л
о
к
а
н
е
т
т
о
,
%
С
Ш
А
,
«
Э
д
д
и
с
т
о
у
н
-
1
»
1
9
5
4
У
г
о
л
ь
6
4
8
/
5
6
5
/
5
6
5
3
5
,
9
—
3
2
5
—
—
С
Ш
А
,
«
А
в
о
н
-
8
»
1
9
5
5
»
5
9
4
/
5
6
4
2
5
,
5
—
2
1
5
—
—
С
Ш
А
,
«
Д
р
е
к
л
о
у
-
1
2
»
1
9
6
0
»
5
9
4
/
5
6
8
2
4
,
7
—
3
7
5
—
—
С
Ш
А
,
«
Ф
и
л
о
-
6
»
1
9
6
5
»
6
2
1
/
5
6
6
/
5
3
8
3
2
,
3
—
1
2
5
—
—
Р
о
с
с
и
я
,
К
а
ш
и
р
с
к
а
я
Г
Р
Э
С
1
9
6
6
»
6
5
0
/
5
6
5
2
9
,
4
—
1
0
0
—
—
Я
п
о
н
и
я
,
«
В
а
к
а
м
а
ц
у
»
1
9
6
8
»
5
9
3
/
5
9
3
/
5
9
3
3
1
,
0
—
5
0
—
—
Я
п
о
н
и
я
,
«
К
а
в
а
г
о
е
-
1
»
Я
п
о
н
и
я
,
«
К
а
в
а
г
о
е
-
2
»
1
9
8
9
1
9
9
2
С
ж
и
ж
е
н
н
ы
й
г
а
з
5
6
6
/
5
6
6
/
5
6
6
5
7
1
/
5
6
9
/
5
6
9
3
0
,
5
3
1
0
7
0
0
4
,
0
4
1
,
9
4
5
,
0
—
4
6
,
0
Г
е
р
м
а
н
и
я
,
«
Л
ю
б
е
к
»
1
9
9
5
У
г
о
л
ь
5
8
0
/
5
6
0
2
7
,
5
—
4
0
0
—
4
5
,
7
Д
а
н
и
я
,
«
С
к
е
р
б
е
к
-
1
»
и
«
С
к
е
р
б
е
к
-
2
»
(
«
К
о
н
в
о
й
»
)
1
9
9
7
Г
а
з
5
8
2
/
5
8
0
/
5
8
0
2
9
,
5
2
9
8
3
9
5
2
,
3
4
7
,
0
Д
а
н
и
я
,
«
А
л
ь
б
о
р
г
»
1
9
9
7
У
г
о
л
ь
5
8
0
/
5
8
0
/
6
0
0
2
8
,
5
3
0
0
4
0
0
2
,
3
5
4
9
,
0
Я
п
о
н
и
я
,
«
М
а
ц
у
у
р
а
-
2
»
1
9
9
7
»
5
9
3
/
5
9
3
2
4
,
1
—
1
0
0
0
—
4
5
,
0
423
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
О
к
о
н
ч
а
н
и
е
т
а
б
л
.
1
6
.
6
Д
а
н
и
я
,
«
Н
о
р
д
ж
и
л
е
н
д
»
1
9
9
8
»
5
8
2
/
5
8
0
/
5
8
0
2
9
,
5
—
3
8
5
—
4
9
,
0
Г
е
р
м
а
н
и
я
,
«
Х
е
с
с
л
е
р
»
1
9
9
8
»
5
8
0
/
6
0
0
2
7
,
5
3
0
1
7
4
0
3
,
6
4
5
,
4
Г
е
р
м
а
н
и
я
,
«
Л
и
п
п
е
н
д
о
р
ф
»
1
9
9
9
»
5
5
4
/
5
8
0
2
6
,
7
2
7
1
9
3
4
3
,
8
4
2
,
8
Г
е
р
м
а
н
и
я
,
«
Ф
р
а
н
к
е
н
-
2
»
»
5
7
0
/
5
9
0
2
2
,
3
2
7
5
6
0
1
3
,
3
—
Г
е
р
м
а
н
и
я
,
«
Б
е
к
с
б
а
х
-
2
»
У
г
о
л
ь
5
7
5
/
5
9
5
/
—
2
5
,
0
2
9
0
7
5
0
—
4
6
,
3
Г
е
р
м
а
н
и
я
,
«
Б
о
к
с
б
е
р
г
»
2
0
0
0
Л
и
г
н
и
т
5
4
5
/
5
8
1
2
6
,
6
—
9
0
7
—
4
2
,
7
Г
е
р
м
а
н
и
я
,
W
E
A
G
П
р
о
е
к
т
»
6
0
0
/
6
2
0
3
0
,
0
—
—
—
4
9
,
4
Д
а
н
и
я
,
«
А
в
е
д
о
р
-
2
»
2
0
0
1
Г
а
з
5
8
0
/
6
0
0
3
0
,
0
3
1
0
4
0
0
2
,
8
4
4
,
0
Я
п
о
н
и
я
,
«
Б
у
х
т
а
Т
а
т
и
б
а
н
а
»
Я
п
о
н
и
я
,
«
Б
у
х
т
а
Т
а
т
и
б
а
н
а
-
1
»
Я
п
о
н
и
я
,
«
Б
у
х
т
а
Т
а
т
и
б
а
н
а
-
2
»
2
0
0
0
2
0
0
0
2
0
0
1
У
г
о
л
ь
»
»
5
6
6
/
5
9
3
6
0
0
/
6
1
0
6
0
0
/
6
1
0
2
4
,
1
2
5
,
0
2
5
,
0
—
—
—
7
0
0
1
0
5
0
1
0
5
0
—
—
—
—
—
—
Я
п
о
н
и
я
,
«
Р
э
й
х
о
к
у
-
1
»
Я
п
о
н
и
я
,
«
Р
э
й
х
о
к
у
-
2
»
1
9
9
5
2
0
0
1
»
»
5
6
6
/
5
6
6
5
9
3
/
5
9
3
2
4
,
1
2
4
,
1
—
—
7
0
0
7
0
0
—
—
—
—
Я
п
о
н
и
я
,
«
Х
а
р
и
н
о
м
а
т
и
-
1
»
Я
п
о
н
и
я
,
«
Х
а
р
и
н
о
м
а
т
и
-
2
»
1
9
9
7
1
9
9
8
»
»
5
6
6
/
5
9
3
6
0
0
/
6
0
0
2
4
,
5
2
4
,
5
—
—
1
0
0
0
1
0
0
0
—
—
—
—
Я
п
о
н
и
я
,
«
Н
а
н
а
о
-
О
о
т
а
-
2
»
1
9
9
8
»
5
9
3
/
5
9
3
2
4
,
1
—
7
4
0
—
—
Я
п
о
н
и
я
,
«
Ц
у
р
у
г
а
-
2
»
2
0
0
0
»
5
9
3
/
5
9
3
2
4
,
1
—
7
0
0
—
—
424
ГЛАВА 16
(566/566/566)
593/593
566/593
566/566
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
538/566 °C
(630/630)
Год ввода
в эксплуатацию
Т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
п
а
р
а
,
°
C
1958
Рис. 16.13. Освоение энергоблоков ССКП в энергетике Японии
-
1
-
2
-
3
-
4
Уровень КПД
существующих
мощных угольных
ТЭС
1990
55
50
45
40
35
1995
2000
Годы
37,5 МПа и 700/720 °С
2005
2010
2015
hэ
,%
Программа
ТЕРМИ
Рис. 16.14. Тенденции повышения экономичности угольных
энергоблоков ССКП (данные ВТИ):
1 — энергоблоки Дании; 2 — энергоблоки Германии; 3 — энергоблоки
Японии; 4 — энергоблок Финляндии
425
Зарубежные классические паротурбинные энергоблоки нового поколения
фоне энергоблоки России мощностью 150—300 МВт, на которых выраба-
тывается почти половина электроэнергии, выглядят архаичными.
Наконец, обратим внимание на температуру питательной воды. Здесь
обнаруживается явная тенденция к ее повышению вплоть до 310—340 °С,
что также существенно увеличивает КПД.
Конечно, высокий КПД вновь вводимых зарубежных паротурбинных
энергоблоков обусловлен не только их преимуществами в параметрах и
тепловых схемах, но и аэродинамическим совершенствованием самой
турбины, которое не отражено в табл. 16.6.
Первенство в освоении энергоблоков ССКП, безусловно, принадлежит
Японии. На рис. 16.13 показан график ввода энергоблоков на ТЭС Япо-
нии. После строительства двух энергоблоков с двумя промежуточными
перегревами пара на температуры 566/566/566 °С Япония перешла
на строительство энергоблоков только с одним промежуточным перегре-
вом. После освоения температуры 593 °С, начиная с 1997 г. начался мас-
совый ввод энергоблоков на эти параметры.
Достигнутые высокие параметры и высокая экономичность зарубеж-
ных энергоблоков вовсе не рассматриваются как предельные. В рамках
Евросоюза осуществляется программа ТЕРМИ, по которой предпо-
лагается (рис. 16.14) введение энергоблока на начальные параметры
37,5 МПа и 700 °С с двумя промежуточными перегревами до 720 °С
и давлением в конденсаторе 1,5—2,1 кПа. КПД этого энергоблока соста-
вит 52—55 %.
Контрольные вопросы и задания
1. Запишите формулу для КПД нетто ТЭС и назовите примерные значения всех
величин, входящих в нее.
2. Перечислите основные методы повышения экономичности ПТУ.
3. Назовите основные источники потерь энергии в паровой турбине и объяс-
ните их физическую природу.
4. Как выглядят саблевидные лопатки и какой выигрыш в экономичности дает
их использование?
5. Что такое меридиональное профилирование?
6. Каков физический смысл потери с выходной скоростью в паровой турбине
и каким образом ее уменьшают?
7. Как устроено разношаговое многогребенчатое уплотнение?
8. Какие параметры пара называют суперсверхкритическими?
9. Какие начальные параметры достигнуты сегодня на паросиловых энергобло-
ках?
10. Назовите примерные возможные значения экономии топлива от совершенст-
вования паровой турбины, тепловой схемы и перехода на суперсверхкритиче-
ские начальные параметры.
11. Назовите основные причины низкой экономичности ТЭС России.
426
ГЛАВА 16
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Трухний А.Д. Переход к ультрасверхкритическим параметрам пара — важнейшая
задача теплоэнергетики России / А.Д . Трухний // Тяжелое машиностроение. 1994.
No9,10.С.2—8.
2. Трояновский Б.М. Паротурбинные энергоблоки нового поколения / Б.М . Троянов-
ский, А.Д . Трухний // Энергетик. 1998. No 2. С . 9—13.
3. Эффективное оборудование и новые технологии — в российскую тепловую энерге-
тику / под общ. ред. Г.Г. Ольховского // Сборник докладов Международной конф. (8—
10 октября 2001 г.). М . : АООТ «ВТИ», 2001.
4. Разработка технических решений по созданию турбоустановки для блока суперкри-
тических параметров пара / Г.Д . Авруцкий, Э.Х . Вербовецкий, И.А .Савенкова и др. //
Электрические станции. 2005. No 10. С . 6—41.
5. Ольховский Г.Г. Технология для тепловых электростанций / Г.Г. Ольховский // Теп-
лоэнергетика. 1999. No 8. С . 20—26.
6. Костюк А.Г. Концепция паровых турбин нового поколения для угольной энергетики
России / А.Г. Костюк, В.Г. Грибин, А.Д . Трухний. Ч. 1: Экономическое и техническое
обоснование концепции // Теплоэнергетика. 2010. No 12. С . 23—31. Ч. 2: Обоснование
длительной прочности высокотемпературных роторов паровой турбины // Теплоэнер-
гетика. 2011. No 1 . С. 55—58.
7. Костюк А.Г. Выбор лабиринтных уплотнений в паровых турбинах / А.Г. Костюк //
Теплоэнергетика. 2015. No 1 . С . 17—21.
8. Тумановский А.Г. Пути совершенствования угольных ТЭС России / А.Г. Туманов-
ский, Г.Г. Ольховский // Электрические станции. 2015. No 1. С . 67—73.
9. Иванов С.А. Паровая турбина мощностью 660 МВт на суперсверхкритические пара-
метры пара / С.А . Иванов, К.О . Цветков // Электрические станции. 2015. No 2. С. 50—53.
10. Совершенствование термогазодинамических характеристик проточных частей мощ-
ных паровых турбин / А.Л. Шубенко, В.Л. Швецов, В.Н . Голощапов и др.; под общ.
ред. А .Л. Шубенко. Харьков: Цифровая типография No 1, 2013.
427
Глава семнадцатая
СТРАТЕГИЯ ПРОДЛЕНИЯ РЕСУРСА И РЕНОВАЦИИ
РАБОТАЮЩИХ ТЭС
Содержание
17.1. Методы реновации ТЭС и проблема продления рес рса
17.2. Последствия длительной работы металла при высо ой
температ ре и исчерпание рес рса
17.3. Техноло ия обеспечения и продления рес рса элементов
энер етичес о о обор дования
17.4. Управление сро ом э спл атации энер етичес о о
обор дования
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
17.1. Методы реновации ТЭС и проблема продления рес рса
«Моральное» и «физическое» старение энергетиче ского оборудова-
ния, срок службы которого рассчитан не менее чем на 40 лет, — вполне
естественный процесс. Грамотные эксплуатация и техническое обслужи-
вание позволяют обеспечить его нормальное «физическое» состояние
втечение этого срока. Тем не менее, с течением времени это приводит
к «моральному» старению оборудования: устаревший объект имеет
существенно больший расход топлива на выработку электроэнергии, худ-
шие показатели надежности, меньшую маневренность, чем усовершенст-
вованные энергоблоки. И тогда появляются две возможности.
Первая возможность — это продолжение эксплуатации при принятой
системе ремонтов и технического обслуживания с постепенным сокра-
щением времени его работы, т.е. постепенным переводом его из работы
вбазовой части графика нагрузки сначала вполупиковую, а затем и в
пиковую. Чем значительнее «моральное» старение, тем меньшее время
должно работать неэкономичное оборудование (при том же календарном
сроке службы в 40 лет). По существу, почти таким путем развивалась
энергетика СССР в доперестроечные годы советской власти: ежегодно
вводилось 8—10 млн кВт новых мощностей, которые частично заменяли
списанное не по «физическому», а по «моральному» возрасту оборудо-
вание (хотя при этом всегда находились «физические» причины для спи-
сания), а частично служили развитию теплоэнергетики. Естественно, что
такая схема функционирования теплоэнергетики требует больших
428
ГЛАВА 17
средств, мощной энергомашиностроительной и строительной промыш-
ленности.
Вторая возможность — это постоянная реновация энергетических объек-
тов, направленная на повышение технико-экономических показателей.
Это при том же календарном сроке службы продлевает «активную»
жизнь стареющих электростанций, позволяет сократить затраты средств
на ввод новых более экономичных мощностей.
Наиболее выгодной является реновация паровых турбин. Усовершен-
ствование проточной части турбины, сокращение паразитных протечек
вней, уменьшение потерь трения вподшипниках и другие мероприятия
(см. гл. 16) сразу же повышают мощность турбины без дополнительных
затрат топлива. В большинстве случаев такая реновация позволяет сохра-
нить не только всю инфраструктуру ТЭС (техническое водо- и топливо-
снабжение, котельную установку и систему регенерации) и системы кон-
троля и автоматики, но и фундамент турбоагрегата. Все это обеспечивает
малые затраты на реновацию.
Реновация другого оборудования ТЭС менее эффективна с точки зрения
экономичности: как отмечалось выше, экономия теплоты приводит к вдвое
меньшей экономии топлива (затрат на выработку электроэнергии).
Конечно, при этом могут решаться не менее важные проблемы: уменьше-
ние вредных выбросов в окружающую среду, повышение надежности и др.
Абсолютно бессмысленной, а если быть строгим — весьма малоэф-
фективной является замена устаревшего оборудования на идентичное.
Его технико-экономические показатели остаются на прежнем уровне,
а «физическое» состояние не имеет, как мы увидим ниже, серьезных пре-
имуществ перед состоянием списанного оборудования (хотя, как пра-
вило, при заменах именно на него и ссылаются).
Структура генерирующих теплоэнергетических мощностей России
внастоящее время уникальна. До конца 70-х годов ХХ в. она развивалась
очень динамично и ни в чем не уступала, а во многом даже опережала
структуру мощностей западных стран. Однако, начиная с середины 70-х
годов, односторонняя ориентация на преимущественное строительство
АЭС и последующее его замораживание, практически полное прекраще-
ние вложения инвестиций в теплоэнергетику и энергомашиностроение
в последующие годы привели к консервации энергетического оборудова-
ния на техническом уровне начала 80-х годов (см. табл. 14.6). При нор-
мальном развитии нашей теплоэнергетики в эти годы следовало развер-
нуть широкий фронт работ по созданию жаропрочных материалов
и технологий для энергоблоков нового поколения, и тогда сейчас мы
имели бы структуру генерирующих теплоэнергетических мощностей
совершенно другого уровня.
Сегодня в России практически все конденсационные теплоэнергети-
че ские мощности морально устарели. Исключение составляют 15 энер-
гоблоков 800 МВт и энергоблок 1200 МВт, у которых эксплуатационная
429
Стратегия продления ресурса и реновации работающих ТЭС
экономичность находится на уровне 40 %. Не сколько лучшая ситуация
с теплофикационным оборудованием: энергоблоки 250 и 180 МВт, ТЭС
с турбинами ТМЗ (Т-175/185–12,8 и ПТ-135/145-12,8) можно считать
вполне современными, хотя и они требуют реновации в целях увеличения
выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
Таким образом, подавляющая часть парка генерирующих мощностей
(примерно 100—110 млн кВт) требует либо замены, либо реновации. Это
задача гигантского масштаба, и в условиях, когда нет инвестиций для
реализации проекта пилотного энергоблока на ССКП (см. гл. 15), гово-
рить о массовой перестройке теплоэнергетики в ближайшие годы не при-
ходится.
Даже при самой оптимистичной реализации планов по вводу высоко-
экономичных ПГУ, работающих на природном газе, и пылеугольных
энергоблоков ССКП нового поколения потребуется обеспечить доста-
точно продолжительную работу значительного парка энергоблоков с мало-
экономичным морально устаревшим оборудованием после выработки им
и расчетного, и даже паркового ресурса. В связи с этим важно понять, как
изменяются свойства металла наиболее нагруженных элементов турбин,
котлов, паропроводов и существуют ли «физические» пределы их несу-
щей способности, после чего происходит их неизбежное разрушение.
Этот вопрос рассмотрим в § 17.2, а сейчас вполне определенно подчерк-
нем следующее: даже если «физические» возможности металла указан-
ных элементов допускают весьма существенное продление сроков эксп-
луатации (а мы увидим, что так оно и есть), продление ресурса — это
весьма дорогое и вынужденное мероприятие. Ежесекундные потери,
связанные с перерасходом топлива, необходимость частых и дорогостоя-
щих инспекций (с потерями от недовыработки электроэнергии), повы-
шенные затраты на ремонт и замену изношенных элементов, необходи-
мость в большом количе стве ремонтного персонала — все эти
недостатки могут быть оправданы только тем, что убытки потребителей
электроэнергии при ее недопоставке будут еще бóльшими.
Очень часто можно услышать мнение о дешевизне мероприятий по про-
длению ресурса. С точки зрения капитальных вложений это действительно
так, однако с учетом постоянного перерасхода топлива и повышения его
стоимости в перспективе продление ресурса без реновации может быть
оправдано лишь в отдельных конкретных случаях.
17.2. Последствия длительной работы металла при высо ой
температ ре и исчерпание рес рса
Все характеристики металла, длительное время пребывающего при
высокой температуре, ухудшаются в большей или меньшей степени неза-
висимо от того, находится он под нагрузкой или нет. При высокой темпе-
ратуре происходит изменение его структуры, и он постепенно теряет
свою прочность. Говорят, что металл «старится».
430
ГЛАВА 17
Физическая причина старения состоит в зернистой структуре металла
и образовании пор по границам зерен. Анализ изменения структуры
металла по мере срока службы оборудования показывает, что после доста-
точно длительного времени по границам соседних зерен металла возни-
кают отдельные микропоры, видимые при 500-кратном увеличении.
Их число растет, и постепенно появляются цепочки микропор. В свою оче-
редь, цепочки микропор при дальнейшем развитии процесса ползучести
сливаются в микротрещины, длина которых достигает одного-двух зерен.
Микроповрежденность металла оценивается по бальной системе
(баллы 1—6). Отсутствие микропор, выявляемых оптическими методами,
соответствует баллу 1, наличие по границам зерен микротрещин длиной
0,2—0,3 мм и появление макротрещин — баллу 6. Промежуточные
оценки соответствуют разной длине микропор и их числу в поле микро-
скопа с 800—1000-кратным увеличением.
На рис. 17.1 показана зависимость разрушающих напряжений в детали
σ от так называемого параметра Ларсона—Миллера
Р=Т(20+lgτр)æ10–3
,
(17.1)
гд е Т — абсолютная температура; τ р — время пребывания материала при
этой температуре.
Параметр Р характеризует требование к материалу детали прорабо-
тать число часов τ р при температуре Т, и тогда зависимость σ (Р) опреде-
ляет то напряжение, которое способна выдержать деталь. Наоборот, если
P=T(20+lgtp)æ10–3
22
20
18
16
50
100
1
2
s, МПа
500
Рис. 17.1. Влияние длительной работы материала ротора при высокой
температуре на его длительную прочность:
1 — полоса разброса длительной прочности для центральной части ротора
перед вводом в эксплуатацию; 2 — то же после длительной эксплуатации
431
Стратегия продления ресурса и реновации работающих ТЭС
деталь работает при напряжении σ и температуре Т, то зависимость σ (Р)
определяет значение параметра Р, дающего возможное время работы
детали. Если, например, в детали действует напряжение σ = 100 МПа
(примерно такие напряжения действуют на расточке цельнокованого
ротора), а прочность материала отражается областью для исходного
(всостоянии поставки) материала, то при работе детали параметр Р = 21,8,
и из формулы (17.1) легко получить, что при температуре 520 °С материал
детали может проработать τ р = 33,8 млн ч, после чего в ней появится тре-
щина. В действительности уже после 130—150 тыс. ч работы вследствие
пребывания при высокой температуре прочность материала изменится,
параметр Р станет равным 19 и его возможная долговечность составит при-
мерно 1 660 000 ч, т.е. уменьшится в 20 раз. С учетом естественного раз-
броса свойств материала, значительной чувствительности τ р к отклонениям
напряжений и температуры расчетная долговечность 1 660 000 ч не явля-
ется чрезмерной.
На рис. 17.2 показано распределение вязкости разрушения KI с (см. гл. 1)
вдоль ротора цилиндра паровой турбины, которая характеризует сопро-
тивление металла хрупкому разрушению при наличии трещин. Свежий
пар и пар из промежуточного перегрева в таком цилиндре подводится
всреднюю зону, и поэтому она самая горячая. Видно, что взоне подвода
свежего пара и пара из промежуточного пароперегревателя после 130—
150 тыс. ч эксплуатации вязкость разрушения материала снизилась при-
Высокотемпературная зона
20 °C
100 °C
0
50
100
KIc
, МПаæм0,5
Рис. 17.2. Деградация сопротивления хрупкому разрушению роторной стали вследствие
длительной эксплуатации (результаты испытаний образцов при 20 и 100 °С)
432
ГЛАВА 17
мерно на 20 %, и тогда деталь разрушится хрупко при наличии трещины
длиной, примерно на 50 % меньшей, чем деталь из исходного материала.
Точно так же уменьшается твердость металла (рис. 17.3), отражающая
его прочность: пребывание при высокой температуре снижает и эту
характеристику металла.
Для того чтобы понять суть явления, рассмотрим результаты анализа
влияния температуры и времени пребывания τ материала при высокой
температуре (времени старения) на время до разрушения τ р , полученное
в испытаниях образцов после старения. Эти результаты показаны на
рис. 17.4 (анализ доктора техн. наук В.Ф. Резинских). По оси абсцисс
графика отложен параметр
Р1=Т(lgτ–2lgТ+25)æ10–3
.
(17.2)
Параметр Р1, зависящий от температуры и времени старения, опреде-
ляет структуру металла: если, например, материал работает короткое
HV
240
220
200
180
160
Высокотемпературная зона
Рис. 17.3. Деградация твердости (по Виккерсу) роторной стали вследствие дли-
тельной эксплуатации
433
Стратегия продления ресурса и реновации работающих ТЭС
время при высокой температуре или длительно, но при малой темпера-
туре, а параметр Р1 для этих двух случаев одинаков, то считается, что и
образующаяся структура металла в этих двух случаях также одинакова.
Если из различных зон, например ротора, прослужившего достаточно
длительное время, изготовить образцы, то их структура будет различной
и ее можно характеризовать соответствующими значениями параметра Р1.
Если теперь все эти образцы нагрузить одинаковым напряжением σ, напри-
мер σ = 160МПа, и поместить в среду с одинаковой температурой, то
через некоторое время τ р , отложенное по оси ординат, произойдет разру-
шение этих образцов, причем время пребывания под нагрузкой τ р зави-
сит от параметра Р1. Для всех значений напряжения σ характер зависи-
мости долговечности τ р от Р1 оказывается одинаковым (рис. 17.4):
tp, ч
20,5
100 МПа
160 МПа
12
200 МПа
160 МПа
100 МПа
200 МПа
5000
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
100 000
200 000
300 000
4000
3000
2000
1000
20,0
19,5
19,0
18,5
18,0
P1=T(lgtр—2lgT+25)æ10–3
0
,
,
,
Рис. 17.4. Кинетика изменения длительной прочности роторной стали Р2МА вследствие
длительной эксплуатации:
1 — испытания образцов из материала длительно работавших роторов; 2 — испытания
образцов после изотермических выдержек при высокой температуре
434
ГЛАВА 17
на первом этапе эксплуатации (20—40 тыс. ч) прочность стали уменьша-
ется и затем стабилизируется, а при значении параметра Р1 в пределах
19,5—20,0 она катастрофически падает. Температура металла в наиболее
горячих зонах турбины находится на уровне 500 °С, и тогда из соотноше-
ния (17.2) легко получить, что при приведенных значениях параметра Р1
для разрушения необходимо достигнуть наработки 1—2 млн ч, что в2—
5 раз меньше, чем наработка, достигнутая в настоящее время.
Аналогичным образом происходит изменение и других характеристик
прочности.
Таким образом, металл длительно работающих турбин сегодня и в
ближайшие 10 лет будет оставаться достаточно далеким от своего пре-
дельного состояния — полной потери несущей способности.
Почему же все-таки наработка более 170—220 тыс. ч приводит к опас-
ности массового вывода из эксплуатации энергетического оборудования?
Ответ на этот вопрос прост: в процессе эксплуатации на фоне общего
ухудшения механических свойств в наиболее напряженных зонах возни-
кают дефекты, растущие и достигающие критического размера, при кото-
ром происходит практически мгновенное хрупкое разрушение детали.
Опасности внезапного хрупкого разрушения после длительной эксп-
луатации подвергаются паропроводы, особенно их тройники и гибы, в кото-
рых возникают повышенные напряжения; арматура (корпуса задвижек
и стопорных клапанов); корпуса стопорных и регулирующих клапанов
свежего пара и пара промежуточного перегрева; корпуса и цельнокова-
ные роторы высокотемпературных цилиндров паровых турбин.
Особенно опасны по своим последствиям разрушения роторов. В каче-
стве примера на рис. 17.5 показано разрушение ротора низкого давления
(частота вращения 3600 об/мин), произошедшего в 1974 г. при пуске
из холодного состояния на американской станции. В результате аварии
образовались 23 куска массой более 40 кг и один массой 800 кг. Причи-
ной разрушения явились мелкие трещины, возникающие возле неметал-
лических включений внутри ротора под действием малоцикловой устало-
сти и ползучести, которые в процессе пусков (турбина прослужила
106 000 ч при 145 пусках из холодного состояния и 150 пусках из горя-
Главная трещина
Рис. 17.5. Хрупкое разрушение ротора американской турбины
435
Стратегия продления ресурса и реновации работающих ТЭС
чего состояния) объединились в магистральную трещину, достигшую
критического размера, после чего и произошло разрушение.
Хрупкие разрушения роторов, как правило, приводят к механическому
разрушению всего турбоагрегата (и турбины, и генератора), к возникнове-
нию пожара вследствие горения масла, поступающего из системы масло-
снабжения подшипников, приводящего в считанные минуты к обрушению
кровли, повреждению соседствующего вспомогательного оборудования
и даже устройств, находящихся вне машинного зала (например, блочных
трансформаторов). На многие месяцы из эксплуатации выводятся не только
турбоагрегат, претерпевший аварию, но и соседние турбоагрегаты.
При длительной работе трещины образуются (рис. 17.6) в зонах мак-
симальной температуры: на внутренней поверхности осевых каналов под
дисками первых ступеней ЦВД и ЦСД. Считается, что в общем случае
они имеют плоскую полуэллиптическую форму с короткой полуосью, рав-
ной глубине l трещины, и длинной осью 2c. Чем больше эллиптичность
l /2c, тем опаснее трещина: при одинаковой глубине l трещина с l /2с = 0,1
примерно вдвое опаснее, чем трещина с l /2с = 0,5. Трещина располагается
в плоскости, проходящей через ось ротора, так как при вращении центро-
бежные силы стремятся разорвать ротор по радиальным плоскостям.
Расчеты показывают, что для хрупкого разрушения типичного цельно-
кованого ротора достаточно на его расточке иметь осевую трещину глу-
биной 25— 40 мм (при диаметре бочки ротора примерно 500—550 мм).
1
0
5
0
О
с
ь
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
а
Б
Б
A
A
2
2c
l
1
Трещина
Трещина
А-А
Опасная зона
Рис. 17.6. Опасная зона ротора ЦВД турбины и схема дефекта (трещины):
1 — диск цельнокованого ротора первой ступени; 2 — поверхность осевого канала
436
ГЛАВА 17
Таким образом, главная опасность, возникающая при эксплуатации обо-
рудования, отработавшего свой расчетный ресурс, состоит в возможности
тяжелых массовых аварий элементов энергоблока с выводом из эксплуа-
тации на длительный срок значительной части генерирующих мощностей
вследствие возникновения и роста трещин.
17.3. Техноло ия обеспечения и продления рес рса элементов
энер етичес о о обор дования
Предупреждение образования дефектов, ведущих к катастрофическим
последствиям, начинается еще на этапе проектирования. Все оценки вре-
мени до появления трещин вследствие исчерпания длительной прочности
металла ведут с учетом старения, т.е. ухудшенных характеристик по срав-
нению с теми, которые имеет металл новых деталей [для участка стаби-
лизации (см. рис. 17.4)]. Проектирование ведется с большим, не менее
чем 10-кратным, запасом времени до разрушения. Цельнокованые роторы
ЦВД и ЦСД турбин российских заводов выполняются с осевым каналом
(см. рис. 17.6), необходимым для удаления наименее качественного
металла, образующегося в середине слитка еще при его остывании
визложнице. Кроме того, полученный и тщательно зашлифованный
канал позволяет средствами дефектоскопии тщательно проконтролиро-
вать его поверхность на наличие трещин и зон со свойствами, имеющими
отклонения от нормы. Диаметр канала тщательно измеряют, и последую-
щее его увеличение при эксплуатации позволит контролировать его пол-
зучесть.
Для обеспечения гарантированного расчетного срока службы все
ответственные детали энергоблоков проходят тщательный поэтапный
контроль и диагностику.
Например, литье слитка для поковки ротора производится в условиях
вакуума для удаления вредных газов, химический состав строго гаранти-
руется для исключения таких элементов, как сера и фосфор, придающих
металлу склонность к хрупкому разрушению. Именно на этом этапе в зна-
чительной степени обеспечивается бóльшая или меньшая склонность к высо-
котемпературному старению при последующей эксплуатации. Тщательно
контролируемый режим остывания отливки обеспечивает равномерность
свойств металла во всех ее зонах. После получения отливки для ротора из
нее изготавливается поковка, форма которой имеет осевую симметрию.
Поковка проходит тщательный контроль на трещины, рыхлости, пустоты,
неосесимметричность механических свойств. При обнаружении недопус-
тимых дефектов и отклонений от требований технических условий на
изготовление поковка бракуется и направляется на переплав. Отливка и
ковка заготовки для ротора выполняются на металлургическом заводе,
после выходного контроля на котором она поступает на турбинный завод.
437
Стратегия продления ресурса и реновации работающих ТЭС
Здесь она подвергается входному контролю и из нее с соблюдением мно-
гочисленных мер контроля изготавливают ротор и облопачивают его.
При обнаружении дефектов и дефектных зон принимаются меры по их
ликвидации (например, расточкой осевого канала). Если это оказывается
невозможным, ротор бракуется.
После облопачивания ротор поступает в вакуумную разгонную камеру
с прочными стенами. Он устанавливается на специальный балансировоч-
ный разгонный стенд, и его частота вращения доводится до 3300—
3400 об/мин (если рабочая частота ротора турбины 3000 об/мин). Эта
операция, наряду с динамической балансировкой, является последней
проверкой качества изготовления ротора на заводе.
С началом эксплуатации ТЭС производятся регулярный контроль
металла основных деталей и наблюдение за ним в соответствии со спе-
циальной обязательной инструкцией. Контролю и наблюдению подлежит
металл практически всех основных деталей турбины, работающих при
температуре 450 °С и выше. К перечисленным выше элементам, подлежа-
щим контролю, следует добавить диафрагмы, сопловые коробки, крепеж
(болты или шпильки фланцевых соединений), штоки стопорных и регули-
рующих клапанов, сварные швы. Контроль осуществляют осмотром
с применением различных дефектоскопических методов, использова-
нием металлографических микроскопов для исследования микрострук-
туры, испытаниями образцов на разрыв и ударную вязкость, измерением
остаточных деформаций. Результаты контроля оформляются протоко-
лами и актами, которые хранятся в книге капитальных ремонтов тур-
бины. В результате к моменту достижения расчетного ресурса на каждый
ротор имеется «история болезни», учитываемая при принятии решения о
продлении ресурса.
Для конкретного энергоблока вопрос о продлении срока эксплуата-
ции впервые возникает при достижении расчетного ресурса (обычно это
100 тыс. ч). Для этого выполняется комплекс исследований основных эле-
ментов, включающий в себя:
ретроспективный анализ режимов эксплуатации, повреждений, вос-
становительных ремонтов, результатов контроля металла за весь истек-
ший срок эксплуатации;
дефектоскопию и неразрушающий контроль металла, позволяющие
оценить размеры дефектов в нем;
исследование структуры и получение характеристик металла;
расчетную оценку накопленных повреждений в металле, основанную
на анализе режимов эксплуатации и полученных фактических свойствах
конкретных элементов энергоблока.
Впервые в нашей стране комплекс таких исследований с положитель-
ными результатами по всем пунктам, перечисленным выше, был выпол-
нен при ведущей роли ВТИ в конце 70-х годов XX в. Полученные резуль-
438
ГЛАВА 17
таты позволили продлить срок службы турбин К-300 -23,5 ЛМЗ
до 220 000 ч, а ХТЗ — до 170 000 ч. Постепенное накопление данных
по однотипным турбинам по мере эксплуатации позволяет установить
парковый ресурс. Значения парковых ресурсов для турбин различного
типа представлены в табл. 17.1.
Комментируя данные табл. 17.1, заметим, что поврежденность в металл
ротора вносит не только длительная работа при высоких температурах
и напряжениях, но и их пуски и остановы. При этих режимах в металле
роторов вследствие быстроменяющихся температур в проточной части
возникают очень высокие температурные напряжения, приводящие
к малоцикловой усталости роторов: в кольцевых термокомпенсационных
канавках на поверхности ротора возникают кольцевые трещины. При их
значительной глубине ротор может хрупко разрушиться. Поэтому
втабл. 17.1 приведены и ограничения по числу пусков.
Далее необходимо обратить внимание на то, что работающие турбины
ЛМЗ мощностью 800 и 1200 МВт имеют парковый ресурс 100 тыс. ч. Это
связано с двумя обстоятельствами. Первое — эти турбины сразу же про-
ектировались на температуру свежего пара и промежуточного перегрева
540 °С, а не на 565 °С, как турбины мощностью 300 и 200 МВт, что соз-
дало резерв долговечности и возможность существенного продления
ресурса. Второе — парк этих турбин невелик, поэтому говорить о парке
турбин этих типов и их парковом ресурсе нет смысла.
При достижении паркового ресурса эксплуатация оборудования может
быть продлена путем назначения индивидуального ресурса для конкрет-
ной турбины после проведения исследований, аналогичных тем, которые
выполняются для определения паркового ресурса.
Таблица 17.1
Парковые ресурсы роторов турбин, находящихся в эксплуатации
Завод-изготовитель
турбины
Давление
свежего пара,
МПа
Мощность,
МВт
Парковый ресурс роторов
Наработка,
тыс. ч
Число пусков
УТЗ
9 и менее
13—24
50 и менее
50—250
270
220
900
600
ЛМЗ
9 и менее
13—24
24
100 и менее
50—300
500—1200
270
220
100
900
600
300
«Турбоатом»
(Украина)
9 и менее
13
24
24
50 и менее
160
300
500
270
200
170
100
900
600
450
300
439
Стратегия продления ресурса и реновации работающих ТЭС
17.4. Управление сро ом э спл атации
энер етичес о о обор дования
Существующая на российских ТЭС система контроля за состоянием
металла наиболее ответственных деталей энергоблоков, степень научной
изученности процессов, происходящих в металле под действием высоких
температур и напряжений, и достаточно высокий уровень эксплуатации
и технического обслуживания позволяют принять ряд эффективных мер
по продлению срока их эксплуатации. При этом снова подчеркнем, что про-
дление ресурса может быть только вынужденным или временным,
поскольку оно связано с большими потерями топлива и затратами на техниче-
ское обслуживание. Перечислим и прокомментируем главные из этих мер.
1. Опыт эксплуатации показывает, что трещины, угрожающие хрупким
разрушением детали, в первую очередь возникают на поверхности дета-
лей или в их подповерхностном слое глубиной до 2 мм, а образовавшаяся
трещина растет сравнительно медленно. Это, в частности, относится к осе-
вым каналам цельнокованых роторов и термокомпенсационным канавкам
(см. рис. 17.6 и 17.7). Такие трещины можно удалить простым снятием
поврежденного слоя в условиях ТЭС (хонинговальной головкой при малой
толщине снимаемого слоя) или в заводских условиях (при толщине снимае-
мого слоя до 2 мм). При этих условиях происходит практически полное
восстановление работоспособности металла в этих зонах. Однако это не
означает, что в такой же степени восстанавливается работоспособность
h=8мм
r=1,75мм
1
Трещины
2
2
3
4
Рис. 17.7. Кольцевые трещины малоцикловой усталости на поверхности ротора тур-
бины, возникающие в результате циклических температурных напряжений от пусков:
1 — ротор турбины; 2 — термокомпенсационные канавки; 3 — сегмент уплотнений; 4 —
обойма уплотнений; h — глубина; ρ — радиус скругления термокомпенсационных канавок
440
ГЛАВА 17
всей турбины или энергоблока, так как и в турбине, и в энергоблоке име-
ются многочисленные детали, для которых рассматриваемый способ непри-
меним (например, ободья дисков, где крепятся рабочие лопатки и посадоч-
ные размеры, должны выполняться с большой точностью). Появится новый
лимитирующий элемент, но срок эксплуатации будет продлен.
2. Большинство опасных трещин возникает в зоне концентрации
напряжений, — областях резкого изменения формы детали, отверстий,
приливов, сварных соединений и др. Снижение концентрации [например,
увеличение при ремонтах радиуса скругления термокомпенсационной
канавки ρ (см. рис. 17.7)] при одновременном снятии поврежденного слоя
повышает возможное число пусков (см. табл. 17.1) в несколько раз.
3. Выше указано, что одним из механизмов старения металла является
образование микропор по границам зерен. Вплоть до состояния металла
с баллом 4, когда микропоры еще не объединились в цепочки, путем спе-
циальной восстановительной термообработки возможно «залечивание»
этих микропор. При большем балле повреждений режимы восстанови-
тельной термообработки становятся очень сложными и не всегда гаран-
тируют полное «излечение». Тем более она не «лечит» макротрещины,
и потому ее использование имеет профилактический характер.
Наибольший успех достигнут в восстановительной термообработке
паропроводов (более 60 паропроводов), которая осуществляется с помо-
щью нагревательных электрических индукторов по особой технологии.
Стоимость восстановительной термообработки паропроводов обходится
вдвое дешевле, чем их замена на новые.
Восстановительная термообработка возможна и для корпусов, и для
роторов турбин, и ее использование для этих элементов сдерживается,
–
3
–
2
Н
а
п
р
я
ж
е
н
и
е
,
М
П
а
105
104
103
Длительность ипытаний tp, ч
1
102
100
200
300
400
500
Рис. 17.8. Длительная прочность стали Р2М при 550 °С в исходном состоянии (полоса 1),
после 200 тыс. ч эксплуатации (темные символы 2) и после восстановительной термо-
обработки (светлые символы 3) (по данным доктора техн. наук В.Ф. Резинских)
441
Стратегия продления ресурса и реновации работающих ТЭС
по-видимому, временными, чисто техническими трудностями. На рис. 17.8
показано, что восстановительная обработка роторной стали Р2М может
ее вернуть практически к исходному состоянию.
4. Практически неограниченные возможности по продлению срока экс-
плуатации при нормальном состоянии структуры металла и отсутствии
дефектов представляет сравнительно простая эксплуатационная мера —
снижение температур свежего и вторично перегретого пара. Снижение
этих температур всего на 5 °С позволяет увеличить долговечность при-
мерно на 30—35 %, однако при этом возникает перерасход топлива
0,25—0,3 %, что весьма существенно. Поэтому такая мера может исполь-
зоваться только в редких случаях, например, когда на первый план выхо-
дит снабжение потребителей тепловой энергией.
Контрольные вопросы
1. Почему реновация паровых турбин является наиболее выгодным мероприя-
тием при реновации ТЭС?
2. Объясните, почему продление ресурса морально устаревшего оборудования
является экономически нецелесообразным мероприятием.
3. Что происходит с металлом при его длительном пребывании при высокой
температуре?
4. Как изменяется длительная прочность роторных сталей в процессе длитель-
ной эксплуатации?
5. Какие нарушения сплошности металла длительно работающих деталей тур-
бин представляют наибольшую вероятность для внезапного хрупкого разру-
шения?
6. Изложите основные мероприятия по продлению срока службы паровых тур-
бин.
7. Что такое расчетный ресурс?
8. Что такое парковый ресурс? От каких факторов зависит парковый ресурс для
турбин различного типа?
9. Назовите меры, с помощью которых можно продлить эксплуатацию энерге-
тического оборудования сверх паркового ресурса.
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Злепко В.Д. Влияние восстановительной термической обработки на свойства стали
12Х1МФ / В.Д . Злепко, К.Р. Линкевич, Т.А . Швецова // Теплоэнергетика. 2001. No 6.
С. 68 —70.
2. Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального
ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса:
РД 34.17.440-96 . М .: ВТИ, 1996.
3. Резинских В.Ф. Увеличение ресурса длительно работающих паровых турбин /
В.Ф . Резинских, В.И . Гладштейн, Г.Д . Авруцкий. М.: Издательский дом МЭИ, 2007.
442
Глава восемнадцатая
ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Содержание
18.1. Источни и высо опотенциальной теплоты на еотермальной
эле тростанции и особенности еотермально о теплоноси-
теля
18.2. Техноло ичес ий процесс пол чения эле троэнер ии
на ГеоЭС
18.3. Особенности обор дования ГеоЭС
18.4. Техни о-э ономичес ие по азатели ГеоЭС
18.5. Техничес ий ровень М тновс ой и зар бежных ГеоЭС
18.6. Перспе тивы развития еотермальной энер ети и в России
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
18.1. Источни и высо опотенциальной теплоты на еотермальной
эле тростанции и особенности еотермально о теплоносителя
Постоянный рост цен на органическое топливо, уменьшение его запа-
сов и, наконец, угроза глобального потепления диктуют необходимость
максимального использования местных возобновляемых источников
энергии и, в первую очередь, геотермальных энергетических ресурсов для
тепло- и электроснабжения как небольших поселков, так и крупных городов.
Геотермальная энергия представляет для нашей страны особый инте-
рес, так как, с одной стороны, запасы тепла земли в России достаточно
велики, а с другой — ряд регионов России имеют серьезные проблемы
с энергообеспечением. Многие из них могут быть практически полно-
стью обеспечены теплом и электроэнергией за счет собственных геотер-
мальных ресурсов.
Геотермальные запасы — уникальный дар природы, который может
комплексно использоваться как для энергообеспечения, так и для разви-
тия промышленности, сельского хозяйства, особенно жилищно-комму-
нального хозяйства (ЖКХ) и существенного улучшения жизни людей
(геотермальные ресурсы могут быть использованы в бальнеологии, теп-
личном хозяйстве, для разведения рыбы и др.).
Сегодня практически во всех странах мира, где имеются запасы гео-
термального теплоносителя с температурой более 30 °С, активно развива-
ется геотермальная тепло- и электроэнергетика.
443
Геотермальная энергетика
В последнее десятилетие мировые объемы использования геотермаль-
ных ресурсов значительно увеличились. По данным Международной гео-
термальной ассоциации, к началу 2005 г. установленная мощность всех
геотермальных электрических станций, т.е. предприятий, производящих
электрическую энергию (будем в дальнейшем для краткости называть их
ГеоЭС), составила более 10 ГВт, а мощность геотермальных тепловых
станций (ГеоТС) достигла 20 ГВт, что соответственно на 46,3 и 42,7 %
больше, чем в 1995 г.
Источником и электрической, и тепловой энергии на ГеоЭС и ГеоТС
является геотермальный теплоноситель — пар (перегретый или влаж-
ный) или горячая вода, которые под давлением поступают на поверхность
Земли с глубины 500—3000 м. Геотермальный теплоноситель, поступаю-
щий из недр Земли, существенно отличается по своему составу и термо-
динамическим параметрам от водяного пара, который используется на тра-
диционных тепловых и атомных электростанциях. В первую очередь, это
определяется характеристиками геотермального резервуара.
Геотермальный резервуар — «энергетический котел», содержащий
геотермальный теплоноситель, образованный вследствие нагрева подзем-
ных и поступивших с земной поверхности метеоритных вод за счет тепла
ядра Земли.
Свойства геотермального теплоносителя, который поступает к уста-
новкам для выработки электроэнергии и тепла, в значительной мере опре-
деляются процессами, сопровождающими его подъем из геотермального
резервуара по продуктивным скважинам, через скважинную арматуру
и систему подготовки пара (трубопроводы, арматуру, сепараторы, расши-
рители и др.).
Геотермальный теплоноситель образуется в резервуаре в процессе
тепло- и массообмена подземных вод с горными породами. Этот процесс
взаимодействия сопровождается растворением и насыщением теплоноси-
теля как хорошо растворимыми химическим соединениями, так и твер-
дыми примесями, а также газами, содержащимися в этих породах.
Подвод тепла геотермального теплоносителя происходит от ядра
Земли, температура в центре которого достигает 5000—6000 °С. Ранее
считалось, что ядро — твердое вещество, состоящее из железа. Современ-
ные ученые все чаще приходят к выводу, что в центре Земли идет актив-
ная термоядерная реакция, сопровождающаяся выделением огромного,
практически неиссякаемого, количества теплоты. В то же время поверх-
ность Земли основное количество теплоты (до 95 %) получает от Солнца
и лишь менее 5 % — за счет теплопроводности мантии, мезосферы, астено-
сферы, литосферы и земной коры от собственного «ядерного реактора»
(рис. 18.1). Теплота выделяется вследствие радиоактивного распада
веществ в земном ядре, средний радиус которого равен 3500 км, т.е.
составляет половину радиуса Земли. Количество этой теплоты столь
велико, что оно вызывает плавление горных пород мантии. Мантия явля-
444
ГЛАВА 18
ется источником богатых газами огненно-жидких пород (магмы), которые
извергаются действующими вулканами. Земная кора толщиной 32—35 км
значительно тоньше лежащего под ней слоя — мантии, простирающейся
примерно на 2900 км к горячему жидкому ядру. Именно в земной коре и
происходит взаимодействие глубинного тепла Земли с дождевой или как
ее называют метеоритной водой, проникающей естественным образом из
атмосферы сквозь грунт и горные породы в глубь геотермального резер-
вуара.
Схема формирования геотермального резервуара и извлечения из него
геотермального теплоносителя представлена на рис. 18.2.
Земная кора имеет ряд внутренних разломов, благодаря которым рас-
плавленная магма подходит на достаточно близкое расстояние к земной
поверхности и даже выходит на поверхность (вулканические выбросы).
Именно через эти разломы и поступает высокопотенциальное тепло
Земли к ее поверхности, и уже на глубине 3—6 км температура пород
может достигать 500—700 °С.
В земной коре в местах внутренних разломов могут образовываться
зоны, в которых происходит интенсивный теплообмен между горячими
горными породами и водяными резервуарами (горные породы, обладаю-
щие высокой проницаемостью и большой пористостью, в порах которых
и содержится метеоритная вода). Эти резервуары под земной поверхно-
стью можно назвать тепловыми «мешками». Поскольку такие «мешки»
обычно герметичны, горячая вода и пар в них оказываются под большим
давлением, а температура этих сред превышает температуру кипения
воды на поверхности Земли.
Зона постоянного, практически стационарного процесса теплообмена
между метеоритной водой и горячими горными породами и есть геотер-
мальный резервуар. Естественно, что во время контакта воды с горными
породами происходит не только процесс теплообмена, но и процесс мас-
сопереноса, т.е. механическое и физико-химическое взаимодействия воды
с минералами, содержащимися в горных породах.
Литосфера
Вязкая
астеносфера
Мезосфера
Мантия
Жидкое
внешнее ядро
Твердое
внутреннее
ядро
Земная кора
4000
5000
4000
6000
2000
Температура,
°С
Глубина,
км
Рис. 18.1. Строение Земли и распределение температуры по глубине земного шара
445
Геотермальная энергетика
Геотермальные резервуары имеют сложную трехмерную простран-
ственную форму и характеризуются, кроме геометрических размеров,
значением теплового потока, проницаемостью, пористостью, плотностью,
теплоемкостью горных пород, направлением перетока воды, типом под-
питки резервуара (удаленность от озер, морей и океанов) и др.
В местах тектонических разломов горячая вода и пар выходят на
поверхность в виде гейзеров и горячих источников. В других районах
воспользоваться теплом подземных вод значительно сложнее, поскольку
горячая вода залегает на глубине более 3000 м, что требует дополнитель-
ных затрат на бурение скважин.
Для получения пара или пароводяной смеси (ПВС) в промышленных
масштабах в горной породе (см. рис. 18.2) бурят продуктивную скважину
и устанавливают устьевую задвижку.
На рис. 18.3 показаны основные районы земного шара, где разведаны
геотермальные ресурсы с параметрами, которые позволяют использовать
их для выработки электроэнергии, тепла, а также в различных сферах
сельского хозяйства и промышленности.
,
95 - 100%
Дождь, 95—100 %
Тепловой «мешок»
Тепловой поток
Т
р
е
щ
и
н
а
Т
р
е
щ
и
н
а
Т
р
е
щ
и
н
а
Метеорные
и грунтовые воды
Продуктивная скважина,
производящая влажный
пар или ПВС
Непроницаемая
для пара и воды
горная порода
Геотермальный
резервуар
Тепловой поток
Тепловой поток
Магма
Горные породы, подо-
греваемые магмой
До 5 % воды в геотер-
мальный резервуар
поступает
из магмы
Рис. 18.2. Схема формирования геотермального резервуара
446
ГЛАВА 18
Основные внутренние разломы Земли, из которых можно получить
высокопотенциальный геотермальный теплоноситель, находятся на побе-
режьях Тихого океана: Камчатка — Курильские острова — Япония —
Индонезия — Филиппины — Новая Зеландия (слева) и Канада — США —
Латинская Америка — Южная Америка (Чили, Боливия, Перу) (справа),
которые образовали так называемое «Огненное кольцо».
Значительные запасы высокопотенциального геотермального теплоно-
сителя находятся в Исландии и Италии, а также в районе Африканского
тектонического разлома (Кения, Эфиопия, Танзания, Уганда и др.). В этом
районе в настоящее время активно ведется строительство нескольких
ГеоЭС и развиваются тепличные хозяйства, использующие геотермальные
ресурсы.
Большинство геотермальных резервуаров являются частями больших
геотермальных систем, которые по температуре производимого горячего
теплоносителя условно можно разделить на три группы:
низкотемпературные (менее 125 °C);
среднетемпературные (125—225 °C);
высокотемпературные (более 225 °C).
Зная значения теплового потока, характеристики горных пород и гео-
термального теплоносителя, можно идентифицировать геотермальный
резервуар в каждой из вышеперечисленных групп. Почти все резервуары
могут быть использованы для строительства ГеоЭС небольшой мощности
(до 50 МВт) и получения тепла, и лишь менее 10 % разведанных
на сегодняшний день резервуаров могут использоваться для строитель-
ства ГеоЭС мощностью более 50 МВт. Лишь несколько геотермальных
острова
«
»
Рис. 18.3. Разведанные месторождения с высокопотенциальными запасами
геотермального теплоносителя
447
Геотермальная энергетика
полей в мире могут обладать энергетическим потенциалом 800—
1000 МВт. Так, например, на геотермальном поле Сьерро-Прието (Мек-
сика) построено несколько электростанций общей установленной мощ-
ностью более 600 МВт.
По агрегатному состоянию геотермального теплоносителя месторож-
дения можно классифицировать следующим образом:
месторождения сухого пара — ресурсы сравнительно легко осваива-
ются, но встречаются крайне редко;
месторождения влажного пара — распространены в большей степени.
При их освоении возникают проблемы, связанные с коррозией и образо-
ванием твердых отложений в оборудовании ГеоЭС;
месторождения горячей воды — широко распространены, использу-
ются главным образом для теплоснабжения и в тепличном хозяйстве;
сухие горячие горные породы — ресурсы большие, однако технология
использования находится на ранней стадии освоения. Можно предпола-
гать, что эта технология позволит получать геотермальный теплоноситель
с небольшим содержанием примесей и газов.
В геотермальном резервуаре происходит не только нагрев воды, но и
активное ее насыщение различными примесями, минералами, солями
и газами. Поэтому геотермальный теплоноситель — многофазная и мно-
гокомпонентная среда, которая образуется в геотермальном резервуаре
в результате взаимодействия воды с минералами, находящимися в горных
породах. Он содержит, в первую очередь, такие химические соединения
и элементы, как SiO2, Cl–
,
,
,
,
, Ca2+, Mg2+, Na+,
K+, Fe2+.
Важной особенностью геотермального теплоносителя также является
наличие большого количества неконденсирующихся газов. Как правило,
геотермальный теплоноситель содержит такие газы, как CO2, H2S, H2, N2,
CH4 и NH3, возможно также присутствие SO2, SO3, HCl, HF, He и Ar. Кон-
центрация неконденсирующихся газов в геотермальных месторождениях
обычно составляет 0,1—5 % массы теплоносителя, однако существуют
месторождения, где в паре содержится их до 20 %.
Неконденсирующиеся газы влияют на процессы расширения пара
втурбинах и образуют коррозионно-активные соединения.
Геотермальные теплоносители разных месторождений, входящих
водну и ту же группу классификации по агрегатному состоянию, могут
значительно различаться по химическому составу.
Теплоносители также различаются:
по степени минерализации
а) ультрапресные (содержание примесей до 100 мг/л);
б) пресные (100—1000 мг/л);
в) повышенно-минерализованные (1000—10000 мг/л);
г) полурассольные (10000—50000 мг/л);
HSO4
–
SO4
2–
CO3
2–
HSO3
–
448
ГЛАВА 18
д) рассольные (свыше 50000 мг/л);
по жесткости
а) очень мягкие (до 1,5 мг-экв/л);
б) мягкие (1,5—3,0 мг-экв/л);
в) средней жесткости (5,0—6,0 мг-экв/л);
г) жесткие (6,0—12,0 мг-экв/л);
д) очень жесткие (свыше 12,0 мг-экв/л);
по массовой газонасыщенности
а) слабонасыщенные (менее 0,1 %);
б) средненасыщенные (0,1—2,0 %);
в) высоконасыщенные (более 2,0 %).
Минерализация вод различных геотермальных месторождений обычно
колеблется в пределах 2—500 г/л.
В зависимости от газового состава геотермальные воды подразделя-
ются на сероводородно-углекислые, углекислые, азотно-углекислые, азот-
ные и метановые.
Геотермальный теплоноситель из подземного резервуара самопроиз-
вольно поступает на земную поверхность по стволу продуктивной сква-
жины, глубина которой может варьироваться от 500 до 3000 м. Обычно
давление в пласте резервуара не более гидростатического давления воды
в стволе только что пробуренной скважины. В процессе подъема горячего
геотермального теплоносителя из резервуара вверх по стволу продуктив-
ной скважины его давление уменьшается, поэтому происходят вскипание
воды и ее испарение с образованием влажного насыщенного, а иногда
и перегретого пара.
На рис. 18.4 показана конструкция вертикальной продуктивной гео-
термальной скважины, устройство которой понятно из подрисуночной
подписи.
На рис. 18.5 приведены изменения характера течения и параметров
геотермального теплоносителя при его движении по скважине.
Линия АВС отражает распределение давления геотермального теплоно-
сителя по глубине скважины, производящей пароводяную смесь с влаж-
ностью перед устьевой задвижкой, равной 60 %. Отрезок АВ характери-
зует изменение давления горячей геотермальной воды в стволе скважины.
В точке В давление уменьшается до давления насыщения и начинается
кипение жидкости. Сначала (см. рис. 18.5, а) в столбе воды возникают
отдельные равномерно распределенные в потоке пузырьки пара (это так
называемое пузырьковое течение), затем по мере снижения давления
(см. рис. 18.5, б) кипение усиливается, а пузырьки объединяются
в пузыри-пробки (пробковое течение), захватывающие значительную часть
течения. На этом этапе происходит важный процесс концентрации приме-
сей в жидкой фазе. Далее паровые пробки сливаются, а жидкая фаза течет
по стенкам трубы (кольцевое, или стержневое течение), и, наконец, среда
становится влажным паром с равномерно распределенными капельками
449
Геотермальная энергетика
влаги. Влажность такой пароводяной смеси на выходе из скважины
обычно достигает 60—70 %.
Отрезок ВС (см. рис. 18.5, б) соответствует изменению давления уже
пароводяной смеси в процессе дальнейшего подъема вверх по стволу
скважины. Необходимо отметить, что при изменении степени открытия
коренной задвижки на устье скважины вместе с расходом теплоносителя
также будет меняться и давление перед задвижкой и на забое скважины.
Соответственно и положение точки В по вертикали будет изменяться.
Чем больше открыта коренная задвижка, тем меньше давление перед ней
и на забое (в нижней точке) скважины и тем ниже опускается уровень
воды в скважине.
8
1
а)
б)
2
3
4
5
6
7
9
10
11
12
13
14
15
Продуктивная
зона
гетермального
резервуара
Рис. 18.4. Устройство продуктивной скважины (а) и фильтровальные колонны (б):
1 — геотермальный теплоноситель; 2, 3, 5, 7 — открытые стволы скважины диаметрами соот-
ветственно 194; 270; 419 и 533 мм; 4 — цементное кольцо; 6 — приустьевая площадка; 8 —
коренная задвижка (диаметр 203 мм); 9 — устьевой компенсатор; 10 — устьевой фланец
обсадной трубы; 11 — направляющая; 12 — тампонажные отверстия; 13 — кондуктор (диа-
метр 340 мм); 14 — эксплутационная колонна (диаметр 219 мм); 15 — фильтровальная
колонна (диаметр 168 мм)
450
ГЛАВА 18
18.2. Техноло ичес ий процесс пол чения эле троэнер ии
на ГеоЭС
Источником получения электроэнергии и тепла на ГеоЭС является
горячий геотермальный теплоноситель (пар), покидающий скважину
с давлением несколько атмосфер и температурой несколько сотен градусов.
Этот пар является «бесплатным» в том смысле, что для его получения
не затрачиваются теплота других источников, например органического
Влажный пар (30—50 %)
на вход в сепаратор
и турбину
Дросселирование влажного
пара в регулировочной и
запорной арматуре оголовка
продуктивной скважины
Течение многофазных
и многокомпонентных
сред в вертикальной трубе
Активное разделение фаз
(кольцевое течение)
Начало выделения газов
(пузырьковое течение)
Перераспределение примесей
и газов в паре и воде
(пробковое течение)
Подземный резервуар
с геотермальным
теплонсителем
[горячая вода под
высоким давлением
(p = 30—100 бар)]
Компенсатор
Г
л
у
б
и
н
а
с
к
в
а
ж
и
н
ы
4
0
0
—
3
0
0
0
м
0204060 y, %
Влажность
Давление
B
A
C
а)
б)
0 0,2 0,4 0,6
p
0,8
Рис. 18.5. Изменения фазового состояния (а), давления и влажности теплоносителя (б)
в процессе его подъема по продуктивной скважине
451
Геотермальная энергетика
топлива или ядерного горючего, а также энергия на его сжатие. Особен-
ностями первичного геотермального пара являются высокая влажность,
чрезвычайная насыщенность примесями, в том числе и агрессивными,
и наличие большого количества неконденсирующихся газов. Подавать
такой пар в паровую турбину недопустимо, так как она очень быстро вый-
дет из строя из-за капельной эрозии и коррозии. Поэтому этот пар направ-
ляют в ряд устройств для того, чтобы получить перед паровой турбиной
пар таких же кондиций, как и на традиционных ТЭЦ.
Из полученного из скважины пара путем сепарации удаляется влага,
он промывается для удаления агрессивных примесей, вновь сепарируется
и только после этих операций направляется в паровую турбину. Таким
образом, геотермальная паровая турбина работает практически на сухом
насыщенном паре с начальным давлением в несколько атмосфер.
Пар расширяется в турбине, которая приводит электрогенератор,
не имеющий принципиальных отличий от традиционного, а затем посту-
1
2
3
8
4
5
7
6
Рис. 18.6. Схема использования геотермального теплоносителя для выработки электро-
энергии:
1 — магматическая камера; 2 — продуктивная зона геотермального резервуара; 3 —
продуктивные скважины; 4 — система сбора и использования теплоносителя; 5 — ГеоЭС; 6 —
скважина реинжекции; 7 — линия электропередачи; 8 — буровая установка
452
ГЛАВА 18
пает в конденсатор, где конденсируется. В отличие от традиционной ТЭС
турбоустановка ГеоЭС работает по разомкнутому циклу.
Конденсат из конденсатора, как и отсепарированная в сепараторе вода,
закачивается обратно в геотермальный резервуар, в результате чего ГеоЭС
становится экологически чистым энергетическим объектом.
Для большей ясности на рис. 18.6 показана схема использования гео-
термального теплоносителя для выработки электрической и тепловой
энергии в зонах «молодого» вулканизма в непосредственной близости от
действующего вулкана, где источником тепла для непроницаемой горной
«подложки» служит расплавленная магма, находящаяся в так называемой
магматической камере на глубине 1500—3000 м.
В геотермальном резервуаре выделяются две основные зоны: продук-
тивная зона, откуда отбирается горячая вода, пароводяная смесь или
влажный пар, и зона обратной закачки отработанного теплоносителя
(зона реинжекции). Геотермальный теплоноситель направляется вверх по
стволу продуктивных скважин в систему сбора и использования тепло-
носителя (сепараторы) и далее на ГеоЭС в паровую турбину для выра-
ботки электроэнергии. Отработанный теплоноситель в виде конденсата
пара, а также отделенная от пара в сепараторах вода (сепарат) закачива-
ются обратно в геотермальный резервуар для обеспечения замкнутого
контура циркуляции.
18.3. Особенности обор дования ГеоЭС
Особенности физико-химических свойств геотермального теплоноси-
теля, повышенное содержание минеральных примесей являются причи-
нами ряда технических проблем, которые необходимо решать при проек-
тировании и изготовлении геотермального энергетического оборудования.
Прежде всего это опасность коррозионно-эрозионного воздействия
на материал основного и вспомогательного оборудования и солеотложе-
ния в проточных частях турбин, трубопроводах и скважинах реинжекции.
Надежность и эффективность работы ГеоЭС в значительной мере
определяются качеством поступающего в турбину пара. Чистота пара
зависит главным образом от эффективности разделения фаз, поскольку
при давлении около 1,0 МПа, типичном для ГеоЭС, растворимость приме-
сей в паровой фазе ничтожно мала и подавляющая их часть сосредото-
чена в жидкой фазе. Поэтому часто в качестве критерия чистоты пара (как
показатель его солесодержания) используется степень сухости. Следует,
однако, отметить, что высокая степень сухости пара или даже небольшой
перегрев могут быть достигнуты не только путем разделения фаз, но и
подсушкой пара в результате процесса дросселирования, например за счет
потери давления в трубопроводе. При этом, несмотря на отсутствие зна-
чительного количества влаги в паре, его солесодержание может оказаться
достаточно высоким.
453
Геотермальная энергетика
Сепараторы пара для ГеоЭС. На ГеоЭС в мире наиболее распростра-
нены вертикальные циклонные сепараторы (рис. 18.7, а). Сепаратор пред-
ставляет собой вертикальный цилиндрический сосуд диаметром 1,5—2,5 м
и высотой 5—12 м. Пароводяная смесь подается в него тангенциально
внижнюю половину корпуса. За счет центробежных сил взакрученном
потоке жидкая фракция и твердые частицы концентрируются в присте-
ночном пространстве, в то время как центр сосуда заполнен чистым
паром. Пар отводится из верхней части сепаратора через центральную
трубу, а отсепарированная вода — через патрубок в нижней части кор-
пуса. Циклонные сепараторы имеют невысокую эффективность (влаж-
ность пара на выходе может достигать 1 %), которая очень сильно зависит
от режимных параметров: расхода и давления пара, влагосодержания
ПВС, уровня жидкости в сепараторе и др.
В практике эксплуатации ГеоЭС для компенсации недостаточной
эффективности циклонных сепараторов нередко используют сепарирую-
щую способность длинных трубопроводов от сепараторов к турбине.
Влага с содержащимися в ней солями, двигаясь в паровом потоке, оседает
на стенках трубопровода в виде пленки и дренируется по длине трубы.
Такой способ очистки, безусловно, снижает солесодержание пара перед
турбиной, однако является неконтролируемым и не может в полной мере
обеспечить надежную работу турбин.
Разработанные в АО «Наука» при участии научно-учебного центра
МЭИ и ВНИИАМ и изготавливаемые ОАО «ЗиО-Подольск» высокоэф-
фективные (влажность пара на выходе составляет не более 0,05 %) сепа-
раторы, расширители и паросборники являются принципиально новыми
сепараторами горизонтального типа, в основу создания которых положен
опыт проектирования подобных устройств в атомной энергетике. В этих
В шумоглушитель
Вход ПВС
Слив сепарата
Пар в турбину
Слив сепарата
Пар в турбину
Вход ПВС
а)
б)
Рис. 18.7. Сепараторы геотермальных электростанций:
а — вертикальный сепаратор Вебера; б — горизонтальный
сепаратор АО «Наука»
454
ГЛАВА 18
сепараторах наряду с центробежным способом разделения фаз основным
механизмом, обеспечивающим высокую эффективность сепарации, явля-
ется механизм гравитационного осаждения жидких частиц.
Конструкция сепаратора гравитационного типа показана на рис. 18.7, б.
Корпус его представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд,
ПВС к которому подводится радиально в одной или нескольких точках
по длине цилиндра. Выбранный диаметр обечайки сепаратора (2,4 м)
позволяет за счет увеличения его длины создать серию аппаратов различ-
ной производительности.
Первичное грубое разделение фаз в сепараторе происходит с помощью
отбойного щита за счет центробежных сил при изменении направления
движения потока. Затем влага отделяется в каналах сепарационного
жалюзийного щита за счет многократного изменения направления потока
и, наконец, в паровом объеме над сепарационным щитом путем гравита-
ционного осаждения мелких капель влаги.
В верхней части парового объема, перед выходом осушенного пара,
установлен дырчатый успокоительный лист для аэродинамического
выравнивания потока.
Для ускорения ремонта и очистки деталей сепарационного щита он
выполнен из легкосъемных секций, которые могут быть извлечены
наружу через специальные люки—лазы.
В отличие от сепараторов циклонного типа, которые, как правило,
снабжаются отдельным сепаратосборником и поплавковым предохрани-
тельным клапаном, в данном сепараторе все устройства размещены в еди-
ном корпусе. Поплавковый клапан, расположенный в выпускном пат-
рубке, предназначен для предотвращения заброса воды в турбину при
аварийном подъеме уровня сепарата. Несмотря на то, что сепараторы
снабжены специальными устройствами автоматического регулирования
уровня и аварийного сброса сепарата при достижении уровня ниже сепа-
рационного щита, такая дополнительная мера предосторожности пред-
ставляется обоснованной, так как залповый заброс воды в проточную
часть турбины при переполнении сепаратора может привести к ее разру-
шению. В случае аварийного заполнения сепаратора водой полый клапан,
выполняющий роль поплавка, всплывает и перекрывает выход пара
из сепаратора. Давление в сепараторе при этом повышается, и происхо-
дит срабатывание разрывных мембран и предохранительных клапанов,
которые сбрасывают кипящую воду в атмосферный шумоглушитель.
При большей эффективности влагоудаления разработанные в России
горизонтальные гравитационные сепараторы превосходят зарубежные
циклонные устройства по таким показателям, как компактность и метал-
лоемкость. На рис. 18.8 показаны в масштабе сравнительные габаритные
размеры сепараторов гравитационного и циклонного типов для условий
равной паропроизводительности. При этом, как видно из рисунка, эффек-
тивность горизонтальных сепараторов значительно выше.
455
Геотермальная энергетика
Производительность горизонтальных сепараторов может быть легко
увеличена при изменении длины сосуда. Режим работы сепараторов
выбирается таким образом, чтобы при номинальном расходе влажность
пара на выходе не превышала 0,05 %.
Особые требования, предъявляемые к чистоте поступающего в тур-
бину пара, определяются тем, что примеси, содержащиеся в нем, оседают
в проточной части и приводят к снижению ее экономичности. Кроме того,
возникает опасность коррозионно-эрозионного воздействия на металл
турбины и другого оборудования. Значительного снижения количества
примесей в паре можно достичь с помощью двухступенчатой системы
сепарации с промывкой пара чистым конденсатом в сепараторе второй
ступени. Чистый конденсат пара, отбираемый из проточной части тур-
бины, подается во вторичный сепаратор на промывочное устройство.
Промывка пара происходит путем его барботирования через слой чистого
конденсата. При этом остаточные соли, содержащиеся в паре, растворя-
ются в промывочной воде, и таким образом снижается его минерализа-
ция.
Тепловая схема Мутновской ГеоЭС. В качестве примера на рис. 18.9
показана тепловая схема Мутновской ГеоЭС, состоящей из двух энерго-
блоков мощностью по 25 МВт.
В системах подготовки пара современных ГеоЭС часто первичные
сепараторы устанавливают непосредственно на геотермальном поле
вблизи продуктивных скважин, а вторичные сепараторы (скрубберы) —
непосредственно перед турбинами. В условиях холодного климата с высо-
0.0
0.0
0.0
15.0
5.7
12.5
3160
3⁄41800
3⁄41830
3⁄4
8
4
0
0
6
0
0
0
1
2
1
5
0
а)
б)
в)
Рис. 18.8. Сепараторы для ГеоЭС различных производителей на расход пара 55 т/ч:
а — АО «Наука», Россия (выходная влажность yк
= 0,01 %); б — фирмы GIE, Италия (yк
= 1%);
в — фирмы WKM, США (yк
= 1%)
456
ГЛАВА 18
Р
и
с
.
1
8
.
9
.
У
п
р
о
щ
е
н
н
а
я
п
р
и
н
ц
и
п
и
а
л
ь
н
а
я
т
е
п
л
о
в
а
я
с
х
е
м
а
М
у
т
н
о
в
с
к
о
й
Г
е
о
Э
С
м
о
щ
н
о
с
т
ь
ю
5
0
М
В
т
(
2
×
2
5
М
В
т
)
:
1
—
п
р
о
д
у
к
т
и
в
н
ы
е
с
к
в
а
ж
и
н
ы
с
к
о
р
е
н
н
ы
м
и
з
а
д
в
и
ж
к
а
м
и
;
2
—
с
к
в
а
ж
и
н
ы
р
е
и
н
ж
е
к
ц
и
и
;
3
—
с
е
п
а
р
а
т
о
р
ы
п
е
р
в
о
й
с
т
у
п
е
н
и
;
4
—
с
б
р
о
с
н
ы
е
к
л
а
п
а
н
ы
;
5
—
ш
у
м
о
г
л
у
ш
и
т
е
л
и
;
6
—
с
е
п
а
р
а
т
о
р
ы
в
т
о
р
о
й
с
т
у
п
е
н
и
;
7
—
к
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
ы
;
8
—
н
а
с
о
с
ы
п
р
о
м
ы
в
к
и
п
а
р
а
в
с
е
п
а
р
а
т
о
р
а
х
в
т
о
р
о
й
с
т
у
п
е
н
и
;
9
—
с
е
т
е
в
ы
е
п
о
д
о
г
р
е
в
а
т
е
л
и
;
1
0
—
п
а
р
о
в
ы
е
т
у
р
б
и
н
ы
;
1
1
—
г
р
а
д
и
р
н
и
;
1
2
—
ц
и
р
к
у
л
я
ц
и
о
н
н
ы
е
н
а
с
о
с
ы
;
1
3
—
н
а
с
о
с
ы
з
а
к
а
ч
к
и
к
о
н
д
е
н
с
а
т
а
в
с
к
в
а
ж
и
н
ы
р
е
и
н
ж
е
к
ц
и
и
;
1
4
—
в
о
д
о
к
о
л
ь
ц
е
в
ы
е
н
а
с
о
с
ы
;
1
5
—
п
р
у
д
а
в
а
р
и
й
н
о
г
о
с
б
р
о
с
а
с
е
п
а
р
а
т
а
;
1
6
—
н
а
с
о
с
ы
о
т
к
а
ч
к
и
с
е
п
а
р
а
т
а
и
з
а
в
а
р
и
й
н
о
г
о
п
р
у
д
а
;
1
7
—
п
у
с
к
о
в
ы
е
э
ж
е
к
т
о
р
ы
;
1
8
—
н
а
с
о
с
ы
р
е
и
н
ж
е
к
ц
и
и
с
е
п
а
р
а
т
а
1
2
1
0
1
1
1
0
1
2
1
3
1
4
1
7
1
6
1
3
1
8
1
5
7
8
8
3
3
1
1
1
1
2
4
9
6
9
6
5
1
3
1
1
1
4
1
7
7
457
Геотермальная энергетика
ким (до 6 м) уровнем снега на площадке электростанции такое проектное
решение неприемлемо из-за сложности доступа операторов для обслужи-
вания оборудования геотермального поля, поэтому первичные сепара-
торы Мутновской ГеоЭС, шумоглушители, насосы реинжекции, система
регулирования давления в паровой системе и другое оборудование разме-
щены в отдельном здании, связанном закрытым переходом с главным
корпусом ГеоЭС.
Пароводяная смесь с массовым содержанием пара 30—100 % посту-
пает с геотермального поля по отдельным магистральным трубопроводам
от восьми продуктивных скважин в два первичных сепаратора 3 первой
ступени, расположенных в здании сепараторной. Сепараторы оборудо-
ваны системами защит от превышения внутреннего давления и от превы-
шения уровня. Уровень в сепараторах регулируется работой насосов
реинжекции сепарата 18, имеющих частотно-регулируемый привод.
После сепараторов первой ступени пар с сухостью х > 0,9998 посту-
пает вколлектор, из которого двумя трубопроводами по эстакаде подается
к энергоблокам, расположенным в главном корпусе ГеоЭС. Номинальное
давление пара в коллекторе составляет 0,65 МПа. Оно регулируется
сбросными клапанами, имеющими быстродействующий электропривод.
Система регулирования позволяет поддерживать постоянное давление
вколлекторе даже при полном внезапном отключении одного или двух
турбоагрегатов таким образом, что максимальное переходное отклонение
давления от заданного значения составляет не более 0,04 МПа.
Перед подачей к турбинам пар проходит промывку и вторичную сепа-
рацию в сепараторах второй ступени 6, расположенных в главном корпусе
ГеоЭС. Для промывки пара используется чистый конденсат, образовав-
шийся в проточной части турбины и подаваемый насосами промывки.
Отсепарированная вода с температурой около 160 °С используется для
нагрева сетевой воды в системе теплоснабжения Мутновской ГеоЭС,
а затем при температуре 145 °С закачивается в скважины реинжекции.
Пар от каждого из сепараторов второй ступени 6 по паропроводам посту-
пает к паровым турбинам. После паровых турбин он направляется в сме-
шивающие конденсаторы 7, где конденсируется на струях холодной воды,
подаваемой из градирни 11 , в результате чего в конденсаторе создается
глубокий вакуум. Образовавшийся конденсат циркуляционными насосами
12 подается в градирни 11 для охлаждения, а часть конденсата насосами
13 закачивается через скважины реинжекции 2 обратно в геотермальный
резервуар. Отсос неконденсирующихся газов из конденсатора обеспечива-
ется паровым эжектором 17 и водокольцевым насосом 14.
Паровые турбины Мутновской ГеоЭС. Турбины мощностью 25 МВт
для Мутновской ГеоЭС (рис. 18.10) были разработаны ОАО «Калужский
турбинный завод» (КТЗ) в сотрудничестве с МЭИ и АО «Наука». Это пер-
вый отечественный турбоагрегат для ГеоЭС, выполненный в двухпоточ-
ном варианте с высотой рабочей лопатки последней ступени 450 мм.
458
ГЛАВА 18
Разработка и создание турбины стали возможны благодаря многолет-
ним активным творческим связям завода с кафедрой паровых и газовых
турбин Московского энергетического института, в рамках которых кафед-
рой были выполнены многочисленные научные исследования по оптими-
зации проточных частей турбин ОАО «КТЗ». В результате этих исследо-
ваний были найдены, теоретически обоснованы, экспериментально
подтверждены и внедрены на турбинах ОАО «КТЗ» конструктивные
решения, позволяющие существенно повысить экономичность проточной
части и ее надежность при работе на влажном паре.
Основные технические характеристики турбины приведены ниже:
Типтурбины.................................................К-25-06-Гео
Номинальная электрическая мощность на выводах генератора, МВт . . . . . . . . . . 25,0
Номинальные расчетные параметры пара:
давлениепередтурбиной,МПа......................................0,62
степеньсухостипередтурбиной...................................0,9998
содержаниенеконденсирующихсягазов(помассе),% ....................0,4
давлениевконденсаторе,кПа........................................5,0
Расход пара на турбоустановку при номинальных параметрах, кг/с . . . . . . . . . . . 44,5
Рис. 18.10. Двухпоточная геотермальная турбина Мутновской ГеоЭС
459
Геотермальная энергетика
Продольный разрез турбины представлен на рис. 18. 11. Турбина одно-
цилиндровая, двухпоточная, активного типа. В каждом потоке имеются
восемь ступеней. Первые четыре ступени выполнены с надбандажным
лабиринтным уплотнением.
В турбинах ГеоЭС, как правило, весь процесс расширения пара проис-
ходит в зоне влажного пара и влажность за последней ступенью около
10 % считается предельной из-за риска быстрого эрозионного износа
лопаток. Углубление вакуума в конденсаторе приводит к увеличению
влажности пара в последней ступени, поэтому в турбине ОАО «КТЗ» при-
менены специальные устройства, позволяющие удалить до 80 % крупных
капель и жидких пленок из проточной части.
В проточной части турбины, начиная с четвертой ступени, применена
развитая система периферийной сепарации влаги. В седьмой и восьмой
ступенях обоих потоков использована внутриканальная сепарация влаги
всопловых решетках.
Одним из наиболее эффективных методов удаления влаги является
применение специальной турбинной ступени-сепаратора, которая также
разработана учеными и инженерами МЭИ и ОАО «КТЗ».
Главное достоинство указанных методов сепарации состоит в том, что
с их помощью удаляется практически вся крупнодисперсная влага, кото-
рая вызывает интенсивную эрозию рабочих лопаток. Кроме того, приме-
нение в качестве пятой ступени специальной ступени-сепаратора позво-
лило увеличить КПД всей турбины почти на 2,0 %.
Для уменьшения потерь энергии в выходном патрубке за последней
ступенью установлен высокоэффективный осекольцевой диффузор с косым
срезом.
Корпус турбины стальной, сварно-литой конструкции, состоит из пере-
дней, средней и задней частей. Горизонтальным разъемом корпус разде-
лен на верхнюю и нижнюю половины. В нижней половине расположены
дренажные отверстия для отвода отсепарированной влаги, и по бокам
имеются два патрубка для подвода свежего пара в сопловую коробку.
Выходные патрубки 6 (см. рис. 18.11) имеют сварную конструкцию.
Они состоят из верхней и нижней половин, соединенных горизонтальным
фланцевым разъемом. Верхние половины имеют по две предохранитель-
ные диафрагмы для предотвращения повышения давления в выходном
патрубке. Нижняя половина опирается на фундаментные рамы и соеди-
нена с секцией конденсатора линзовым компенсатором.
Диафрагмы всех ступеней выполнены сварными, с горизонтальным
разъемом. Концевые и диафрагменные уплотнения — лабиринтного типа.
Ротор 16 турбины — цельнокованый, имеет диски с разгрузочными
отверстиями, опирается на два подшипника скольжения. В передней
части ротора установлен упорный диск, который является также рабочим
колесом насоса-регулятора, и установленный в радиальном сверлении
вала бойковый автомат безопасности. На заднем конце ротора насажена
полумуфта, на которой имеются зубцы для проворачивания его валопово-
460
8
9
1
5
1
0
1
1
1
2
1
3
1
4
1
5
1
6
1
2
3
4
5
5
5
5
7
6
6
Р
и
с
.
1
8
.
1
1
.
П
а
р
о
в
а
я
т
у
р
б
и
н
а
м
о
щ
н
о
с
т
ь
ю
2
5
М
В
т
,
р
а
з
р
а
б
о
т
а
н
н
а
я
и
и
з
г
о
т
о
в
л
е
н
н
а
я
О
А
О
«
К
Т
З
»
д
л
я
М
у
т
н
о
в
с
к
о
й
Г
е
о
Э
С
:
1
—
п
о
л
у
м
у
ф
т
а
с
ш
е
с
т
е
р
н
е
й
в
а
л
о
п
о
в
о
р
о
т
н
о
г
о
у
с
т
р
о
й
с
т
в
а
;
2
—
п
р
о
с
т
а
в
о
к
;
3
—
м
у
ф
т
а
,
с
о
е
д
и
н
я
ю
щ
а
я
п
р
о
с
т
а
в
о
к
с
р
о
т
о
р
о
м
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
;
4
—
о
п
о
р
н
ы
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
г
е
н
е
р
а
т
о
р
а
;
5
—
о
п
о
р
ы
т
у
р
б
и
н
ы
н
а
ф
у
н
д
а
м
е
н
т
н
ы
е
р
а
м
ы
;
6
—
в
ы
х
о
д
н
ы
е
п
а
т
р
у
б
к
и
;
7
—
п
а
р
о
в
п
у
с
к
;
8
—
у
п
о
р
н
ы
й
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
;
9
—
п
е
р
е
д
н
е
е
к
о
н
ц
е
в
о
е
у
п
л
о
т
н
е
н
и
е
;
1
0
—
к
о
р
п
у
с
ц
и
л
и
н
д
р
а
;
1
1
—
с
о
п
л
о
в
а
я
к
о
р
о
б
к
а
;
1
2
—
с
о
п
л
о
в
о
й
а
п
п
а
р
а
т
д
и
а
ф
р
а
г
м
ы
;
1
3
—
р
а
б
о
ч
а
я
л
о
п
а
т
к
а
п
о
с
л
е
д
н
е
й
с
т
у
п
е
н
и
;
1
4
—
з
а
д
н
е
е
к
о
н
ц
е
в
о
е
у
п
л
о
т
н
е
н
и
е
;
1
5
—
о
п
о
р
н
ы
е
п
о
д
ш
и
п
н
и
к
и
;
1
6
—
р
о
т
о
р
т
у
р
б
и
н
ы
461
Геотермальная энергетика
ротным устройством. С помощью муфты турбина соединяется с электри-
ческим генератором. Электрический генератор с воздушным охлажде-
нием мощностью 30 МВт изготовлен ОАО «Привод» (г. Лысьва).
Конденсационная установка. Существенным отличием ГеоЭС от тра-
диционных ТЭС с замкнутым циклом рабочего тела является то, что гео-
термальный пар, получаемый из-под земли и производящий механиче-
скую работу в турбине, может быть выпущен в атмосферу или
сконденсирован и закачан в недра. На традиционных ТЭС стремятся
к экономии конденсата, являющегося основной составляющей питатель-
ной воды. На ГеоЭС роль котла выполняет подземный геотермальный
резервуар, для которого питательной водой является вся совокупность
метеоритных и других вод, которые обеспечивают его подпитку. Поэтому
на геотермальных электростанциях часто применяют конденсаторы сме-
шивающего типа, в которых конденсация пара происходит на струях
охлаждающей воды, причем в процессе конденсации смешиваются
охлаждаемая и охлаждающая среды. Именно такие конденсаторы исполь-
зованы на Мутновской ГеоЭС.
По сравнению с конденсаторами поверхностного типа, где теплообмен
происходит через стенку трубы, смесительные конденсаторы более эффек-
тивны и требуют меньше охлаждающей воды. Конденсатор смешивающего
типа состоит из трех секций и установлен под выхлопной частью турбины.
Паровой объем конденсатора имеет переменное по ходу пара сечение.
Снизу располагается конденсатосборник. В верхней части парового объема
выполнены водяные камеры с профилированным нижним листом. Охлаж-
дающая вода поступает в каждую камеру по двум трубопроводам.
Основная масса воды (примерно 95 %) подается через распылительные
сопла в зону массовой конденсации. Остальная вода распыляется над верх-
ней тарелкой газоохладителя.
Пар, поступающий в конденсатор из турбины, конденсируется
на поверхности водяных струй. Движение теплоносителей — перекрест-
ное. Сужающееся сечение парового канала способствует сохранению ско-
рости пара и интенсификации теплообмена.
Парогазовая смесь после зоны массовой конденсации попадает в газо-
охладитель гравитационного типа. За счет распыляемой здесь охлаждаю-
щей воды происходят дальнейшая конденсация пара и охлаждение паро-
газовой смеси.
Смесь пара и неконденсирующихся газов удаляется из объема конден-
сатора пароструйными эжекторами (первая ступень) и водокольцевыми
вакуум-насосами (вторая ступень) (см. рис. 18.9).
Смесь охлаждающей воды и конденсата попадает в конденсатосборник
и удаляется из него через сливной трубопровод.
Как отмечено выше, геотермальный пар содержит неконденсирующиеся
газы, в том числе СО2 и H2S. Это обстоятельство определяет коррозионную
агрессивность конденсата геотермального пара и требует применения кор-
розионно-стойких материалов, поэтому конденсатор турбоустановки
462
ГЛАВА 18
изготовлен из специального биметалла. Листовой двухслойный прокат
состоит из слоя углеродистой стали марки 20 толщиной 15 мм, плакиро-
ванной слоем нержавеющей стали 08Х18Н9Т толщиной 5 мм. Для изго-
товления конденсатора из такого биметалла заводом была разработана
специальная технология сварки.
Система технического водоснабжения. Как правило, на ГеоЭС приме-
няют замкнутую циркуляционную систему охлаждающей воды с испаритель-
ными градирнями. Градирни могут быть башенного типа с естественной
тягой или вентиляторного типа с тягой, создаваемой вентиляторами.
В отличие от систем охлаждающей воды традиционных ТЭС, где для покры-
тия ее потерь от уноса и испарения требуется постоянная подпитка
из контура сырой воды, на ГеоЭС такая подпитка происходит постоянно
вколичестве, равном расходу геотермального пара, поступающего в тур-
бину. Более того, материальный баланс системы охлаждения таков, что
требуется постоянная продувка бассейна градирни. Продувочная вода
(конденсат) на ГеоЭС закачивается в отдельную скважину реинжекции
(см. рис. 18.9) по трубопроводу, изготовленному из коррозионно-стойких
базальтопластиковых труб.
На Мутновской ГеоЭС для охлаждения воды использована четырехсек-
ционная вентиляторная испарительная градирня американской фирмы
PSI. Все несущие и ограждающие конструкции градирни изготовлены из
стеклопластика, что обеспечивает ее надежную работу в условиях агрес-
сивной среды. Из стеклопластика выполнены также и все трубопроводы
охлаждающей воды, а бассейн градирни изготовлен из специального кис-
лотостойкого бетона и имеет защитное эпоксидное покрытие.
18.4. Техни о-э ономичес ие по азатели ГеоЭС
С позиций термодинамики энергоблок ГеоЭС представляет собой клас-
сическую энергетическую установку, которую можно характеризовать
привычными технико-экономическими показателями, в первую очередь
КПД. Конечно, использование такого показателя, как удельный расход
условного топлива, для ГеоЭС бессмысленно.
Коэффициент полезного действия брутто энергоблока ГеоЭС определя-
ется простым соотношением
,
(18.1)
где Nэ
—
электрическая мощность на зажимах генератора; Qк
—
теплота
конденсации всего расхода пара, отданного охлаждающей воде в кон-
денсаторе.
Сумма Qгт.р
=N
э
+ Qк представляет собой тепловую мощность геотер-
мального резервуара, так как теплота конденсации Qк
= rDк
= rD0,гдеr—
удельная теплота конденсации, зависящая (см. § 1.2) только от давления
ηбр
Nэ
NэQ
к
+
-------------------
=
463
Геотермальная энергетика
конденсации pк и определяемая по таблицам водяного пара; Dк
—
расход
пара в конденсатор, равный для геотермальной турбины расходу свежего
пара D0.
Коэффициент полезного действия брутто энергоблока невелик (около
20 %), так как тепловая мощность Qк
, отдаваемая в окружающую среду,
примерно в 4 раза больше полезной электрической мощности Nэ
. Однако
надо подчеркнуть, что эффективность ГеоЭС определяется стоимостью
отпускаемой электроэнергии, топливная составляющая которой равна
нулю, и поэтому ГеоЭС во многих конкретных случаях, особенно при
большой стоимости доставки органического топлива, может оказаться
более рентабельной, чем ТЭС.
Вместо КПД брутто энергоблока часто используют другой показатель —
удельный расход пара брутто на выработку электроэнергии dэ
= D0/Nэ
.
С использованием (18.1) легко получить, что
.
(18.2)
Таким образом, КПД и удельный расход пара эквивалентны.
Если учесть мощность собственных нужд энергоблока и другое соб-
ственное потребление, т.е вместо выработанной использовать отпущен-
ную электроэнергию, то можно определить показатели ГеоЭС. При этом
КПД уменьшится на 0,8—1% (абс.), а удельный расход пара соответ-
ственно возрастет.
18.5. Техничес ий ровень М тновс ой и зар бежных ГеоЭС
В октябре 2002 г. Мутновская ГеоЭС (рис. 18.12) была введена в эксп-
луатацию. При расчетном расходе пара с геотермального поля 320 т/ч
электрическая мощность, вырабатываемая Мутновской ГеоЭС, составляет
50 МВт.
В табл. 18.1 приведены основные и технико-экономические харак-
теристики ГеоЭС различных стран и Мутновской ГеоЭС. Как видно
из табл. 18.1, технико-экономические показатели различных ГеоЭС опре-
деляются, с одной стороны, параметрами геотермального теплоносителя
и климатическими условиями площадки (температурой воздуха или
охлаждающей воды), а с другой — совершенством используемого энерге-
тического оборудования, которое могло бы работать с максимальной
экономичностью при данных климатических условиях и параметрах гео-
термального теплоносителя.
Технический уровень оборудования ГеоЭС, как и любой ТЭС, опреде-
ляется в первую очередь внутренним относительным КПД паровой тур-
бины, значения которого в зарубежных публикациях не приводятся. Поэ-
тому из данных, представленных в табл. 18.1, не следует делать далеко
идущих выводов, однако со всей определенностью необходимо подчерк-
dэ
1
r
- ---
1
ηбр
--------
1
–
=
464
ГЛАВА 18
Т
а
б
л
и
ц
а
1
8
.
1
Т
е
х
н
и
к
о
-
э
к
о
н
о
м
и
ч
е
с
к
и
е
х
а
р
а
к
т
е
р
и
с
т
и
к
и
Г
е
о
Э
С
р
а
з
л
и
ч
н
ы
х
с
т
р
а
н
П
о
к
а
з
а
т
е
л
ь
Ф
и
р
м
а
-
и
з
г
о
т
о
в
и
т
е
л
ь
т
у
р
б
и
н
ы
M
i
t
s
u
b
i
s
h
i
F
u
j
i
M
i
t
s
u
b
i
s
h
i
M
i
t
s
u
b
i
s
h
i
F
u
j
i
M
i
t
s
u
b
i
s
h
i
M
i
t
s
u
b
i
s
h
i
F
u
j
i
О
А
О
«
К
Т
З
»
Н
а
з
в
а
н
и
е
Г
е
о
Э
С
,
с
т
р
а
н
а
O
l
k
a
r
i
a
-
1
,
К
е
н
и
я
S
o
g
o
n
g
o
n
,
Ф
и
л
и
п
п
и
н
ы
M
a
k
-
B
a
n
,
Ф
и
л
и
п
п
и
н
ы
O
l
k
a
r
i
a
-
2
,
К
е
н
и
я
O
k
o
y
-
5
,
Ф
и
л
и
п
п
и
н
ы
Y
a
m
a
g
a
w
a
,
Я
п
о
н
и
я
C
e
r
r
o
-
P
r
i
e
t
o
,
М
е
к
с
и
к
а
М
у
т
н
о
в
с
к
а
я
Г
е
о
Э
С
,
Р
о
с
с
и
я
М
у
т
н
о
в
с
к
а
я
Г
е
о
Э
С
,
Р
о
с
с
и
я
Г
о
д
в
в
о
д
а
в
э
к
с
п
л
у
а
т
а
ц
и
ю
1
9
8
2
1
9
9
5
1
9
9
5
2
0
0
3
1
9
9
4
1
9
9
5
2
0
0
0
Т
е
н
д
е
р
н
о
е
п
р
е
д
л
о
ж
е
-
н
и
е
,
1
9
9
9
2
0
0
2
Р
а
с
х
о
д
п
а
р
а
н
а
б
л
о
к
,
к
г
/
с
3
8
,
0
7
0
4
7
,
3
7
0
4
3
,
7
6
0
7
4
,
7
3
9
4
1
,
2
0
0
6
1
,
1
2
5
5
1
,
0
6
0
4
4
,
5
0
0
4
4
,
5
0
0
Р
а
с
х
о
д
п
а
р
а
н
а
т
у
р
б
и
н
у
,
к
г
/
с
3
7
,
2
5
0
4
3
,
9
0
0
4
2
,
5
0
0
7
0
,
5
8
3
4
0
,
5
5
5
5
9
,
8
6
1
4
8
,
9
0
6
4
3
,
5
1
1
4
3
,
0
5
0
Д
а
в
л
е
н
и
е
п
а
р
а
п
е
р
е
д
с
т
о
-
п
о
р
н
ы
м
к
л
а
п
а
н
о
м
,
к
П
а
5
,
1
0
6
,
5
0
6
,
7
0
4
,
8
0
8
,
6
5
1
0
,
8
0
1
0
,
5
0
6
,
1
8
6
,
2
0
Т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
п
а
р
а
п
е
р
е
д
с
т
о
п
о
р
н
ы
м
к
л
а
п
а
н
о
м
,
°
С
1
5
1
,
9
1
6
2
,
1
1
6
3
,
2
1
5
0
,
3
1
7
3
,
7
1
8
3
,
2
1
8
2
,
0
1
6
0
,
0
1
6
0
,
1
Д
а
в
л
е
н
и
е
п
а
р
а
в
к
о
н
д
е
н
с
а
т
о
р
е
,
к
П
а
1
3
,
0
1
2
,
7
1
2
,
4
7
,
5
1
2
,
0
1
3
,
5
1
2
,
8
7
,
5
5
,
0
П
о
д
в
е
д
е
н
н
а
я
т
е
п
л
о
в
а
я
м
о
щ
н
о
с
т
ь
,
к
В
т
1
0
4
6
5
4
1
3
0
7
4
1
1
2
0
8
6
5
2
0
5
3
0
8
1
1
4
2
0
6
1
6
6
4
7
3
1
4
1
9
4
6
1
2
2
6
8
6
1
2
2
7
3
1
С
о
д
е
р
ж
а
н
и
е
н
е
к
о
н
д
е
н
с
и
р
у
ю
щ
и
х
с
я
г
а
з
о
в
(
п
о
м
а
с
с
е
)
,
%
0
,
5
1
,
5
1
,
0
0
,
7
5
1
,
5
0
,
5
3
,
0
0
,
4
0
,
4
Т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
о
х
л
а
ж
д
а
ю
щ
е
й
в
о
д
ы
,
°
С
2
0
,
0
3
3
,
0
3
3
,
0
2
1
,
3
3
3
,
0
3
3
,
5
3
2
,
9
9
,
2
1
5
,
0
465
Геотермальная энергетика
Т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
в
о
д
ы
н
а
в
х
о
д
е
в
г
р
а
д
и
р
н
ю
,
°
С
4
8
,
7
4
7
,
7
4
6
,
9
3
7
,
3
4
7
,
7
4
9
,
4
4
7
,
4
3
6
,
5
3
0
Р
а
с
х
о
д
о
х
л
а
ж
д
а
ю
щ
е
й
в
о
д
ы
,
м
3
/
ч
2
5
9
0
5
8
0
0
5
8
0
0
7
9
0
0
5
8
0
0
7
0
0
0
6
0
5
0
3
1
2
0
5
8
0
0
Т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
в
о
з
д
у
х
а
п
о
«
м
о
к
р
о
м
у
»
т
е
р
м
о
м
е
т
р
у
,
°
С
1
4
,
0
2
7
,
0
2
7
,
0
1
4
,
3
2
7
,
0
2
6
,
0
2
2
,
8
–
3
,
3
–
3
,
3
М
о
щ
н
о
с
т
ь
б
р
у
т
т
о
,
к
В
т
1
5
0
0
0
2
0
0
0
0
2
0
0
0
0
3
4
8
3
0
2
0
0
0
0
3
0
0
0
0
2
6
9
5
0
2
2
4
0
0
2
4
6
5
0
М
о
щ
н
о
с
т
ь
н
е
т
т
о
,
к
В
т
1
4
2
0
0
1
8
6
0
0
1
9
0
5
0
3
3
3
0
0
1
8
6
0
0
2
8
7
0
0
2
5
7
0
0
2
1
5
0
0
2
3
2
4
7
С
о
б
с
т
в
е
н
н
ы
е
н
у
ж
д
ы
,
%
7
,
4
8
7
1
4
,
3
2
5
7
,
6
2
9
9
,
9
5
3
8
,
5
6
6
6
,
4
4
5
8
,
8
5
7
6
,
2
4
0
8
,
9
5
0
У
д
е
л
ь
н
ы
й
р
а
с
х
о
д
п
а
р
а
б
р
у
т
т
о
,
к
г
/
(
к
В
т
æ
ч
)
9
,
1
3
7
8
,
5
2
7
7
,
8
7
7
7
,
7
2
5
7
,
4
1
6
7
,
1
8
3
6
,
8
2
1
7
,
1
5
2
6
,
4
9
9
У
д
е
л
ь
н
ы
й
р
а
с
х
о
д
п
а
р
а
н
е
т
т
о
,
к
г
/
(
к
В
т
æ
ч
)
9
,
6
5
2
9
,
1
6
8
8
,
2
7
0
8
,
0
8
0
7
,
9
7
4
7
,
5
0
9
7
,
1
5
2
7
,
4
5
1
6
,
8
9
1
К
П
Д
б
р
у
т
т
о
,
%
1
4
,
3
3
3
1
5
,
2
9
7
1
6
,
5
4
7
1
6
,
9
6
5
1
7
,
5
1
2
1
8
,
0
2
1
1
8
,
9
8
6
1
8
,
2
5
8
2
0
,
0
8
5
К
П
Д
н
е
т
т
о
,
%
1
3
,
5
6
8
1
4
,
2
2
7
1
5
,
7
6
1
1
6
,
2
2
0
1
6
,
2
8
6
1
7
,
2
4
0
1
8
,
1
0
5
1
7
,
5
2
4
1
8
,
9
4
1
466
ГЛАВА 18
нуть, что Мутновская ГеоЭС и ее оборудование в целом по техническому
уровню не уступают зарубежным. Это хорошо видно из рис. 18.13: энер-
гоблоки Мутновской ГеоЭС имеют наилучшие показатели по КПД
и удельному расходу пара на выработку электроэнергии.
В значительной степени столь высокие показатели экономичности
энергоблоков Мутновской ГеоЭС определяются низкой среднегодовой
температурой окружающего воздуха (–2,1 °С), позволяющей добиться
низкой температуры охлаждающей воды (15 °С) и соответственно глубо-
кого вакуума в конденсаторе. Однако использовать столь глубокий вакуум
в турбине, работающей на влажном паре, можно только при условии, что
влажность пара перед последней ступенью турбины не будет превышать
10 %. В противном случае последние ступени турбины будут подвержены
значительному эрозионному износу, а экономичность проточной части
от повышенной влажности пара будет снижаться.
Достижение столь высоких показателей стало возможным благодаря
созданию в ОАО «КТЗ» новой двухпоточной высокоэкономичной геотер-
мальной паровой турбины, надежно работающей при глубоком вакууме
в конденсаторе. Выше были описаны специальные меры по уменьшению
1
2
3
4
5
Рис. 18.12. Мутновская ГеоЭС мощностью 50 МВт (2×25 МВт):
1 — здание элегазового распредустройства 220 кВ; 2 — главный корпус; 3 — объединенный
вспомогательный корпус; 4 — здание сепараторной; 5 — вентиляторные градирни
467
Геотермальная энергетика
крупнодисперсной влаги в турбине, позволившие обеспечить эффектив-
ную и надежную работу энергоблоков Мутновской ГеоЭС.
Следует отметить, что выбор поставщика энергоблоков Мутновской
ГеоЭС проводился на условиях открытого международного тендера и обо-
рудование ОАО «КТЗ» превзошло по мощности и экономичности обору-
дование японской фирмы Fuji (см. табл. 18.1).
18.6. Перспе тивы развития еотермальной энер ети и в России
Россия наряду с огромными ресурсами органического топлива, тради-
ционно использующимися для выработки тепла и электроэнергии, распо-
лагает также значительными запасами тепла Земли. Современное разви-
тие геотермальной энергетики в стране позволяет сегодня в ряде
отдельных регионов по-новому решать проблему тепло- и электроснабже-
ния за счет использования геотермальных ресурсов.
Территория России хорошо исследована, и сегодня известны основные
ресурсы тепла Земли, которые имеют значительный промышленный
потенциал, в том числе и энергетический.
Практически на всей территории России имеются термальные воды
с температурой 30—40 °С, что позволяет с помощью тепловых насосов
обеспечить отопление и горячее водоснабжение жилых и производствен-
ных зданий. В ряде районов, таких как Северный Кавказ, Калининградская
область, Чукотка, Приморье, Тюмень, Омская область и Забайкалье, име-
Рис. 18.13. Показатели эффективности различных ГеоЭС
468
ГЛАВА 18
ются термальные воды, температура которых достигает 100—120 °С, что
позволяет напрямую использовать их для теплоснабжения, а в отдельных
районах (на Камчатке и Курильских островах) температура теплоносителя
геотермальных резервуаров достигает 300 °С, что дает возможность выра-
ботки электроэнергии на ГеоЭС с использованием геотермального пара.
По данным института Вулканологии и сейсмологии Дальневосточного отде-
ления РАН, уже выявленные геотермальные ресурсы позволяют полностью
обеспечить Камчатку электроэнергией и теплом более чем на 100 лет.
Контрольные вопросы
1. Как образуется геотермальный теплоноситель?
2. Чем вызвана высокая минерализация геотермального теплоносителя?
3. Почему понятие степени сухости геотермального пара связывают с его мине-
рализацией?
4. В чем заключаются преимущества горизонтальных сепараторов?
5. С какой целью производят «промывку» пара?
6. В чем заключаются особенности турбин ГеоЭС?
7. Для чего нужна ступень-сепаратор и какой эффект она дает?
8. Почему на ГеоЭС конденсаторы турбоустановок изготавливают из нержавею-
щей стали?
9. Какими показателями характеризуется эффективность работы ГеоЭС?
10. Почему в условиях холодного климата можно добиться более высоких пока-
зателей эффективности ГеоЭС?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Дворов И.Н. Геотермальная энергетика / И.Н . Дворов. М .: Наука, 1976.
2. Кононов В.И. Геохимия термальных вод областей современного вулканизма /
В.И . Кононов. М.: Наука, 1983.
3. Доброхотов В.И. Использование геотермальных ресурсов в энергетике России /
В.И . Доброхотов, О.А. Поваров // Теплоэнергетика. 2003. No 1. С . 4 —10.
4. Использование тепла земли для локального теплоснабжения / О.А . Поваров,
О.В . Бритвин, А.И . Никольский и др. // Тяжелое машиностроение. 2002. No 8. С . 5—12.
5. Поваров О.А. Современные российские геотермальные энергетические технологии
и их эффективность / О.А . Поваров, Г.В . Томаров, А.И . Никольский, В.Н . Семенов //
Теплоэнергетика. 2004. No 6. С . 2—12.
469
Глава девятнадцатая
ВВЕДЕНИЕ В ВОДОРОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Содержание
19.1. Водородная энер ети а — перспе тивное направление
развития енерир ющих мощностей
19.2. Водородные техноло ии производства эле троэнер ии
19.3. Особенности водорода а топлива для ТЭС
19.4. Водородно- ислородные паро енераторы
19.5. Техноло ичес ие схемы производства эле троэнер ии
на ТЭС с использованием водородно- ислородных
паро енераторов
19.6. Автономные водородные эле тростанции
19.7. Техни о-э ономичес ие аспе ты водородной энер ети и
Контрольные вопросы
Литерат ра для самостоятельно о из чения
19.1. Водородная энер ети а — перспе тивное направление
развития енерир ющих мощностей
Понятие «водородная энергетика» в некотором смысле аналогично
понятию «электроэнергетика». Каждое объединяет совокупность техноло-
гий производства, транспортировки, аккумулирования и использования
универсальных вторичных энергоносителей — электроэнергии и водо-
рода. Оба энергоносителя могут быть взаимно конвертируемы с высокой
энергетической эффективностью (теоретически до 100 %), например, при
использовании электрохимических процессов разложения и синтеза воды
(электролизеры и топливные элементы). В системах энергообеспечения
конечных потребителей энергии оба энергоносителя обеспечивают практи-
чески полное отсутствие вредных выбросов. Однако при их производстве
во всех случаях осуществляется тот или иной процесс преобразования
энергии первичных энергоресурсов — углеводородного природного топ-
лива, ядерной энергии или возобновляемых энергоисточников — с соответ-
ствующим воздействием на окружающую среду. Потребительские качества
этих энергоносителей различны. Водород проще и дешевле аккумулиро-
вать, хранить и транспортировать, чем электроэнергию. Он может исполь-
зоваться как экологически чистое топливо для транспорта. Электроэнер-
гия проще и эффективнее, чем водород, преобразуется в механическую
работу и другие виды энергии и широко используется в промышленности,
сельском хозяйстве и бытовом секторе.
При сравнении технико-экономических и экологических показателей
альтернативных систем энергообеспечения различных потребителей энер-
470
ГЛАВА 19
гии эти показатели следует рассматривать по всей технологической
цепочке — от производства первичных энергоресурсов до конечного
использования энергоносителей разнохарактерными конкретными потре-
бителями. Очевидно, что возможность использования наряду с электро-
энергией экологически чистого химического энергоносителя — водорода
позволяет обеспечить экономию первичных энергоресурсов и суммарных
народнохозяйственных затрат при формировании наиболее рациональной
структуры топливно-энергетического комплекса страны.
Водородная энергетика сформировалась как одно из направлений раз-
вития научно-технического прогресса вообще и теплоэнергетики в част-
ности в середине 70-х годов прошлого столетия. По мере того как расши-
рялась область исследований, связанных с получением, хранением,
транспортировкой и использованием водорода, становились все более
очевидными экологические преимущества водородных технологий в раз-
личных областях народного хозяйства. Успехи в развитии ряда водород-
ных технологий (таких как топливные элементы, транспортные системы
на водороде, металлогидридные и многие др.) продемонстрировали, что
использование водорода приводит к качественно новым показателям
в работе систем или агрегатов. А результаты выполненных технико-эко-
номических исследований показали: несмотря на то что водород является
вторичным энергоносителем, т.е. стоит дороже, чем природное топливо,
его применение в ряде случаев экономически целесообразно уже сейчас.
Поэтому работы по водородной энергетике во многих, особенно промыш-
ленно развитых, странах относятся к приоритетным направлениям разви-
тия науки и техники и находят все большую финансовую поддержку
со стороны как государственных структур, так и частного капитала.
19.2. Водородные техноло ии производства эле троэнер ии
Химическая энергия водородного топлива может быть преобразована
в электроэнергию различными методами: непосредственно — в резуль-
тате электрохимических процессов окисления водорода в топливных эле-
ментах (электрохимических генераторах), в термодинамических циклах
паротурбинных, газотурбинных и комбинированных (парогазовых) энер-
гоустановок при сжигании водорода в кислороде или воздухе, а также
в гибридных энергоустановках, реализующих оба основных процесса —
электрохимический с использованием высокотемпературных топливных
элементов и термодинамический — в газотурбинном или парогазовом
цикле.
Топливные элементы (ТЭ) — электрохимические устройства,
в которых осуществляется прямое преобразование химической энергии
топлива в электрическую. Схематическое представление о них дает
рис. 19.1. Топливный элемент состоит из слоя электролита (ионного про-
водника), контактирующего с пористыми анодом и катодом с разных сто-
рон. На аноде происходит реакция электроокисления топлива (водорода),
в результате которой образуются свободные электроны, перетекающие
471
Введение в водородные технологии в энергетике
по внешней цепи на катод, совершая по пути работу. На катоде происхо-
дит электрохимическое восстановление окислителя (кислорода).
Электрическая цепь замыкается переносом ионов в электролите от одного
электрода к другому. Направление этого переноса и заряд ионов могут
быть различными для разных типов топливных элементов, этим опреде-
ляется и место образования продукта реакции — воды. Если электриче-
ская цепь замыкается переносом отрицательных ионов электролита
от катода к аноду, вода (водяной пар) образуется на аноде, если же в
электролите осуществляется перенос положительных ионов от анода
к катоду, вода образуется на катоде.
Поскольку в топливных элементах химическая энергия топлива непос-
редственно преобразуется в электрическую в разомкнутом процессе,
близком к изотермическому, а не в термодинамическом цикле, ограниче-
ния эффективности, связанные с КПД цикла, отсутствуют, т.е. теорети-
ческий КПД процесса может быть близок к единице. Теоретически элект-
родвижущая сила (ЭДС) водородного топливного элемента при
стандартных условиях составляет 1,23 В. При создании энергоустановок
топливные элементы (мембранно-электродные блоки) объединяются
вбатарею, на основе которой создается электрохимический генератор
(ЭХГ). Сегодня для применения в энергетике разрабатываются различные
типы топливных элементов, которые классифицируются по виду ионного
проводника (электролита): с щелочным (ЩТЭ), фосфорно-кислым
(ФКТЭ), твердополимерным (ТПТЭ), расплавленным карбонатным
(РКТЭ) и твердооксидным (ТОТЭ) электролитами. Их основные характе-
ристики приведены в табл. 19.1.
Нагрузка
Электроны
Топливо
Окислитель
Положительные
ионы
Отрицательные
ионы
Н2
0,5O2
Продукты
реакции и
остатки
топлива
Продукты
реакции и
остатки
окислителя
Н2O
Н2O
Катализатор
Электролит
(ионный
проводник)
Анод
Катализатор
Катод
или
Рис. 19.1. Схема топливного элемента
472
ГЛАВА 19
Следует отметить, что удельная мощность, генерируемая в ТЭ на элек-
тродах, относительно невелика, поэтому для энергоустановок мощностью
10 МВт (эл.) и более площадь электродов и мембран составит тысячи квад-
ратных метров, что при современной стоимости катализаторов и матери-
алов, из которых изготавливаются батареи, приводит к слишком большой
стоимости таких энергоустановок по сравнению с водородосжигающими
установками. При этом КПД и тех и других методов при больших мощно-
стях оказываются близкими. В то же время при мощности менее 1 МВт (эл.)
КПД водородосжигающих установок становится заметно ниже, чем КПД
топливных элементов (для мини- и микротурбин он составляет не более
35%), и удельные капитальные затраты возрастают. Поэтому энерго-
установки на основе топливных элементов могут оказаться предпочти-
тельными при развитии децентрализованных и резервных систем энерго-
обеспечения автономных объектов мощностью менее 1—10 МВт,
а паротурбинные, парогазовые и газотурбинные водородосжигающие
энергоустановки — при мощностях более 1 МВт. При этом КПД энерго-
установок того и другого типов может достигать 55—60%. Потенциально
Таблица 19.1
Характеристики топливных элементов
Показатель
ТПТЭ (PE FC)
ЩТЭ
(AFC)
ФКТЭ
(PF FC)
РКТЭ
(MC FC)
ТОТЭ
(SO FC)
Рабочая
температура, °С
80
65—220
205
650
600—1000
Электролит
Ионообмен-
ные мембраны
Раствор КОН Фосфорная
кислота
Расплав
карбонатов
щелочных
металлов
Керамика
на основе
оксидов
циркония
и иттрия
Носитель заряда
Н+
ОН–
Н+
СО3
=
О=
Катализаторы
Pt
Pt, Ni
Pt
Ni
Перовскиты
Роль компонентов
топливных газов:
Н2
Топливо
Топливо
Топливо
Топливо
Топливо
СО
Отравляющий Отравляющий Отравляющий
Топливо
Топливо
СН4
Разбавитель
»
Разбавитель
Топливо или
разбавитель
»
СО2 и Н2О
»
»
»
Разбавитель
Разбавитель
S (H2S и СОS)
—
»
Отравляющий Отравляющий Отравляющий
КПД
электрический, %
40—45
40—45
37—42
50—55
50—55
Достигаемая
удельная
мощность,
кВт/м2
2—5
Около 1 —2 1,9—2,5
1,5—2,0
1,6—3,0
473
Введение в водородные технологии в энергетике
более высокие КПД способны обеспечить гибридные энергоустановки,
проекты создания которых реализуются в настоящее время на экспери-
ментальном уровне. В таких системах используются высокотемператур-
ный топливный элемент (чаще всего ТОТЭ), работающий под давлением,
и газовая турбина. Упрощенная схема гибридной установки, разрабатыва-
емой корпорацией Siemens—Westinghouse, представлена на рис. 19.2.
Установка работает на природном газе. Топливо после подогрева в реку-
ператоре при давлении 0,7 МПа направляется на сероочистку и в ТОТЭ
с внутренней конверсией природного газа, где производится электроэнер-
гия (80 % мощности). После ТОТЭ горячие водородсодержащие газы
поступают в камеру сгорания газовой турбины, где осуществляются дожи-
гание водорода и дополнительный нагрев газов. Газовая турбина произво-
дит около 20 % полезной мощности установки. Суммарный КПД уста-
новки оценивается в 67—70 %. К настоящему времени выполнено
большое число расчетных исследований схем и эффективности подобных
энергоустановок, результаты которых показали принципиальную возмож-
ность достижения КПД до 80 %. Перспективный уровень мощности таких
установок, по оценкам специалистов, может составлять от нескольких
сотен киловатт до десятков мегаватт и главным образом определяется воз-
можностью создания мощных ТОТЭ, работающих под давлением, и их пер-
спективной стоимостью. Сегодня стоимость топливных элементов весьма
высока — несколько тысяч долларов за киловатт установленной мощности,
и основными задачами научно-исследовательских работ являются разра-
Топливо
Воздух
Выхлоп
Воздух
Фильтр
Турбогенератор
Компрессор
Камера
сгорания
Блок
сероочистки
Турбина
Горелка
Инвертор
ТОТЭ с
внутренней
конверсией
Рис. 19.2. Упрощенная схема гибридной энергоустановки
474
ГЛАВА 19
ботки технологий, позволяющих в несколько раз снизить стоимость ТЭ
и увеличить их ресурс.
Водородосжигающие технологии, как изложено выше, более соответ-
ствуют современному состоянию тепловой энергетики и при мощностях
энергоустановок более 10 МВт экономически более эффективны, чем
установки с ТЭ. Их внедрение в крупные системы энергообеспечения
может осуществляться не только путем создания новых электростанций,
но и путем модернизации существующей техники. В этой связи далее мы
более детально рассмотрим перспективные водородосжигающие техноло-
гии для ТЭС.
19.3. Особенности водорода а топлива для ТЭС
Водород как топливо для энергоустановок имеет ряд важных особен-
ностей: широкие концентрационные пределы воспламенения и устойчи-
вого горения, высокие скорости распространения пламени (в 7 раз выше,
чем для метана), низкие энергии активации при сгорании в кислороде
и воздухе. По низшей теплоте сгорания 1 т Н2 эквивалентна 4,1 т услов-
ного топлива или 2,75 т бензина, или 2,4 т метана. Удельные тепловые
мощности, передаваемые через сечение сопла камеры сгорания, для водо-
рода в 1,7 раза выше, чем для метана. Эти свойства водорода позволяют
обеспечить высокую стабильность работы камер сгорания в широком
интервале составов топливно-окислительной композиции, относительно
небольшие размеры водородных парогенераторов и их умеренную стои-
мость. Продукт сгорания водорода — водяной пар при температуре окру-
жающей среды почти полностью конденсируется, т.е. водород как топ-
ливо может быть использован с максимальной эффективностью. Для
энергетики имеет большое значение то обстоятельство, что при сгорании
стехиометрической смеси водорода в кислороде образуется чистый пере-
гретый водяной пар — рабочее тело современных паротурбинных устано-
вок. Передача тепла от топлива к рабочему телу может осуществляться за
счет смешения продуктов сгорания (перегретого водяного пара с высокой
температурой) с рабочим телом (водой или водяным паром), т.е. с мини-
мальными потерями энергии топлива. Максимальная допустимая темпе-
ратура рабочего тела в цикле при использовании Н2/О2-парогенераторов
может быть повышена до 1000—1500 °С, а разность температур уходя-
щих продуктов сгорания и питательной воды в цикле — уменьшена прак-
тически до 0 °С, т.е. нижняя температура цикла может быть максимально
близкой к температуре окружающей среды.
19.4. Водородно- ислородные паро енераторы
Водородно-кислородный парогенератор — ключевой элемент водород-
ной тепловой электростанции, основанной на использовании паротурбин-
ного цикла. Его роль аналогична роли котла в классической ТЭС, постав-
ляющего высокопотенциальный пар для работы паротурбинной
установки.
475
Введение в водородные технологии в энергетике
По своему назначению водородно-кислородный парогенератор, кон-
струкция которого приведена ниже, выполняет роль парового котла, снаб-
жая паротурбинную установку рабочим телом высокой чистоты, практи-
чески любых параметров и с энергетическими свойствами, характерными
для водяного пара. При этом реализуются два основных преимущества
водородно-кислородного парогенератора: полное отсутствие возможности
образования оксидов азота, диоксида углерода, оксидов серы и других
вредных веществ, требующих огромных материальных затрат по их
подавлению и часто ограничивающих технические возможности котлов,
а также чрезвычайная компактность, связанная с протеканием процессов
горения водорода при высоком давлении, необходимом для рабочего про-
цесса паротурбинной установки.
В табл. 19.2 приведены основные сравнительные характеристики тра-
диционных и водородно-кислородных парогенераторов.
В традиционных парогенераторах максимальная температура пара
ограничивается значениями 600—620 °С, поскольку при бóльших темпе-
ратурах нельзя обеспечить длительную прочность трубной системы,
внутри которой протекает этот пар.
В водородно-кислородных парогенераторах трубная система отсут-
ствует вообще, а зона горения ограничена экраном с тонкими стенками,
не нагруженными перепадом давления. Поэтому в Н2 /О2-парогенераторе
Таблица 19.2
Сравнительные характеристики традиционных и водородно-кислородных парогенераторов
Показатель
Тип парогенератора
традиционный
H2/O2-парогенератор
Топливо
Окислитель
Органическое
Кислород воздуха
H2
O2
Максимальная температура
пара, °С
600—620
1000—1700
Удельная тепловая мощность
камеры сгорания, МВт/м3
0,1—1
Более 10 3
Удельный объем установки,
м3/МВт
(2—3)æ102
Менее 10–2
Способ передачи тепла
рабочему телу
Через металлическую
стенку
Смешение
Температура стенки
парогенератора, °С
600—850
200 (пленочное охлаждение
водой)
500—1000 (охлаждение
паром)
КПД
0,85—0,96
0,995
Время запуска, с
Более 104
Менее 50
Выбросы
CO2, NOx
,SO
x
, сажа
—
476
ГЛАВА 19
температура пара на выходе зависит в основном от длительной прочности
систем, использующих пар из парогенератора.
При разработках H2/O2-парогенераторов используется богатый опыт
создания жидкостных ракетных двигателей (ЖРД) и высокотемператур-
ных паро- и газогенераторов. Вместе с тем необходимо решить ряд новых
сложных научно-технических задач. В отличие от ЖРД для H2/O2-паро-
генераторов характерны сложные нелинейные связи между расходами
топлива, окислителя и балластной воды, которая одновременно является
теплоносителем и обеспечивает охлаждение и тепловую стабилизацию
огневого блока установки. Поскольку H2/O2-парогенератор должен давать
возможность работы турбоустановок на переменных режимах в широком
интервале мощностей, обеспечивая заданные расход, температуру (до
1200 °С) и давление (до 7—10 МПа) пара при общем ресурсе около
10 000 ч, проблемы согласования расходов компонентов и охлаждающей
воды становятся весьма сложными и требуют нетривиальных подходов
при их решении. Особая задача — обеспечение высокой полноты сгора-
ния топлива (более 99 %) при стехиометрическом составе и подавление
эффектов «закалки» состава компонентов в камерах сгорания и смешения
в целях обеспечения безопасности энергоустановки. Важнейшая проб-
лема — разработка систем топливообеспечения, управления и диагно-
стики. В целом по сложности решаемых задач и по их числу создание
эффективных и недорогих H2/O2-парогенераторов приближается к разра-
боткам новых водородных ракетных двигателей и связано с выполнением
большого
объема
экспериментальных
исследований,
опытно-
конструкторских работ и испытаний экспериментальных устройств.
На рис. 19.3 показана схема экспериментального энергетического
водородно-кислородного парогенератора. Парогенератор состоит из трех
131
Энергети-
ческий пар
Н2
O2
Н2O
23
45678
9
9
11
10
14
12
Н2O*
Н2O**
Рис. 19.3. Схема водородно-кислородного парогенератора;
1 — камера подачи кислорода; 2 — камера подачи водорода; 3, 4 — камеры подачи охлажда-
ющей воды для охлаждения пламенной трубы соответственно с внутренней и внешней поверх-
ностей; 5 — корпус камеры сгорания; 6 — пламенная труба камеры сгорания; 7 — камера бал-
ластной воды; 8 — цилиндрический экран; 9 — измерители давления; 10 — корпус камеры
смешения; 11 — газоанализатор; 12 — измеритель температуры; 13 — запальное устройство;
14 — корпус узла впрыскивания балластной воды
477
Введение в водородные технологии в энергетике
основных узлов: смесительной головки, в центре которой содержится
запальное устройство 13; камеры сгорания, состоящей из корпуса 5
и помещенной в него пламенной трубы 6; узла впрыска балластной воды,
камер испарения и смешения. Газообразный водород H2 (см. рис. 19.3)
поступает в камеру 2 и из нее — к множеству цилиндрических отверстий
в огневой стенке смесительной головки, из которых он направляется в
зону горения внутри пламенной трубы 6. В эту же зону из камеры 1 посту-
пает кислород O2. В результате горения при стехиометрическом соотно-
шении водорода и кислорода образуется теплоноситель при давлении
7 МПа и температуре 3327 °С. Этот теплоноситель, состоящий из паров
воды, локализуется внутри пламенной трубы 6, выполненной из специ-
альной бронзы с высокой теплопроводностью. Изнутри и снаружи пла-
менная труба обтекается защитной пленкой воды H2О и H2О*
.
Образующийся пар не может быть использован из-за чрезмерно высо-
кой температуры. Поэтому в него впрыскивают балластную воду H2О**
.
Ее расход может быть более 65 % расхода пара, причем 3/4 этой воды вво-
дят в начальное сечение камеры смешения. Вода смешивается с горячим
паром, испаряется, и температура пара на выходе из камеры смешения
снижается до необходимой.
Подчеркнем, что в рассматриваемом парогенераторе имеются только
потери тепла в окружающую среду на нагревание воздуха, которые малы,
и поэтому КПД водородного парогенератора близок к 100 %.
Экспериментальные H2/О2-парогенераторы тепловой мощностью
до 25 МВт созданы кооперацией ИВТ РАН — КБХА (г. Воронеж) —
Центр Келдыша. В настоящее время выполняется комплекс исследований
в обеспечении создания опытно-промышленных изделий.
1
2
5
3
6
4
Рис. 19.4. Общий вид парогенератора тепловой мощностью 10 МВт:
1 — запальное устройство; 2 — штуцер подвода водорода; 3 — штуцер ввода балластной воды
для получения требуемой температуры пара; 4 — пламенная труба; 5 — корпус камеры
сгорания; 6 — камера смешения и испарения балластной воды
478
ГЛАВА 19
На рис. 19.4 показан общий вид экспериментального водородно-кисло-
родного парогенератора тепловой мощностью 10 МВт. Длина этого паро-
генератора составляет всего около 1 м.
На рис. 19.5 представлен водородно-кислородный парогенератор теп-
ловой мощностью 25 МВт с выхлопом образующегося водяного пара
в атмосферу. Длина такого парогенератора составляет 1,4 м.
По результатам испытаний экспериментальных изделий и исследо-
ваний процессов генерации пара в различных режимах предложена про-
грамма дальнейших исследований и разработок опытно-промышленных
прототипов H2/О2-парогенераторов тепловой мощностью 0,15—30 МВт.
В разработках этой новой техники сегодня Россия лидирует.
19.5. Техноло ичес ие схемы производства эле троэнер ии на ТЭС
с использованием водородно- ислородных паро енераторов
На рис. 19.6 показана принципиальная технологическая схема водород-
ного энергоблока. Аккумулированные в хранилищах водород и кислород
с помощью дожимных компрессоров 5 направляются в два водородно-
кислородных парогенератора 3 и 6. Парогенератор 3 служит для получе-
ния свежего пара.
Необходимая температура перед ЧВД паровой турбины получается за счет
впрыска питательным насосом 12 конденсата отработавшего в турбине
пара. Пар, поступивший в ЧВД, расширяется, совершает работу
и направляется как балластный в парогенератор 6, который скорее можно
Рис. 19.5. Парогенератор мощностью 25 МВт в процессе огневого испытания
479
Введение в водородные технологии в энергетике
назвать водородно-кислородным промежуточным пароперегревателем.
В нем высокотемпературный пар, образовавшийся при сжигании водорода
в кислороде, смешивается с паром, поступившим из ЧВД, для того, чтобы
получить необходимую температуру пара перед ЧНД 7 и за ним. Из тур-
бины пар направляется в обычный конденсатор, конденсируется в нем
и конденсатным насосом 9 подается в бак 11 . Затем этот конденсат час-
тично используется в паротурбинном цикле (питательным насосом 12 он
подается на впрыск в парогенератор 3), а частично выводится из цикла,
например, в электролизную установку или для других целей.
Вариантов основной схемы использования водорода для функциониро-
вания ТЭС бесконечно много.
Например, без больших затрат может быть организован регенератив-
ный подогрев паром отборов турбины питательной воды, поступающей
в парогенератор 6, что позволяет уменьшить расход пара в конденсатор,
где теплота конденсации отдается охлаждающей воде, и повысить КПД
паротурбинной установки.
Можно ввести второй промежуточный перегрев пара, установив третий
водородно-кислородный пароперегреватель, и тем самым снять проблему
1
1
2
2
9
5
5
6
7
10
12
8
11
3
4
В электролизную
установку
Н2
Н2
Н2
O2
O2
O2
Н2O
Рис. 19.6. Технологическая схема использования водорода в качестве топлива на ТЭС:
1 — источники водорода и кислорода; 2 — хранилища; 3 — водородно-кислородный пароге-
нератор свежего пара; 4 — ЧВД паровой турбины; 5 — дожимные компрессоры; 6 — водо-
родно-кислородный парогенератор для промежуточного пара; 7 — ЧНД паровой турбины; 8 —
конденсатор; 9 — конденсатный насос; 10 — генератор; 11 — бак запаса конденсата; 12 —
питательный насос
480
ГЛАВА 19
эрозии рабочих лопаток последних ступеней турбины, которые прихо-
дится менять каждые 5—7 лет.
Большие возможности заложены в повышении экономичности, надеж-
ности и снижении стоимости турбоустановок АЭС. Установив за реакто-
ром водородный пароперегреватель, можно получить на входе в турбину
перегретый пар и избавиться от неэффективных и очень металлоемких
сепараторов. Промежуточный перегрев пара можно обеспечить не с помо-
щью свежего пара в громоздких пароперегревателях, а посредством
использования компактного пароперегревателя. При этом экономичность
турбоустановки можно повысить с 33 до 40—42 %.
Использование Н2 /О2-пароперегревателей в энергоблоках АЭС тем
более целесообразно, что АЭС также относятся к относительно экологи-
чески чистым источникам электроэнергии.
Отмечая широкие возможности использования Н2/О2-парогенераторов
в паротурбинных технологиях, необходимо подчеркнуть, что поскольку
водород является вторичным энергоносителем, т.е. довольно дорогим топ-
ливом, рабочий цикл энергоустановок должен быть организован так, чтобы
использовать его энергию с максимальной эффективностью. Это означает,
что средняя температура подвода тепла к рабочему телу за счет сжигания
водорода должна быть максимально высокой. К настоящему времени опуб-
ликовано большое число работ, посвященных анализу термодинамических
циклов водородных паротурбинных, газотурбинных и комбинированных
энергоустановок различных типов. Для высокотемпературных энергоустано-
вок повышение КПД связано главным образом с увеличением максимальной
температуры рабочего тела в цикле. Реализация таких циклов требует созда-
ния высокотемпературных паровых и газовых турбин, решения проблемы
высокотемпературных материалов и ряда других сложных технических
задач.
При использования Н2 /О2-парогенераторов для перегрева пара сред-
няя температура подвода тепла к рабочему телу возрастает главным
образом в связи с повышением начальной температуры перегрева и в
меньшей степени в связи с ростом максимальной температуры цикла.
Поэтому водородно-кислородные парогенераторы-пароперегреватели
обеспечивают высокую эффективность использования водорода и при
модернизации существующих энергоблоков без радикального увеличе-
ния максимальной температуры цикла.
Рассматривая перспективные технологические схемы производства
электроэнергии на ТЭС с использованием водородосжигающих парогене-
раторов, следует отметить еще одну их важную особенность. Несмотря на
высокую эффективность Н2 /О2-парогенераторов во всех случаях в генери-
руемом водяном паре будут присутствовать остаточные водород и кисло-
род. Их концентрация мала, однако в конденсаторе по мере конденсации
481
Введение в водородные технологии в энергетике
пара она возрастает. Поэтому необходимо проведение специальных меро-
приятий для их удаления (каталитическое дожигание, модернизация эжек-
торной системы и др.) в целях обеспечения безопасности. В водородных
энергоустановках, работающих по парогазовому циклу, эти проблемы
менее существенны.
19.6. Автономные водородные эле тростанции
До сих пор мы обсуждали работу водородной электростанции, не инте-
ресуясь источниками снабжения ее водородом. Такая ТЭС полностью
аналогична традиционной электростанции с постоянным потреблением
органического топлива и постоянным отпуском электроэнергии в элект-
рическую сеть. Водород на ТЭС в этом случае может доставляться в жид-
ком или газообразном виде трубопроводным транспортом с предприятий,
производящих его.
Однако получение водорода можно организовать внутри ТЭС за счет
электроэнергии, отбираемой с шин этой же ТЭС. Это делается с помощью
специальных установок, называемых эл ектролизерами, путем электрохи-
мического разложения воды на водород и кислород. Эффективность сов-
ременных электролизеров составляет около 75 % и выше, а перспектив-
ных, образцы ячеек которых сегодня созданы, доходит до 95 %. Однако
ясно, что поскольку КПД электролизера менее 100 %, то на такой авто-
номной водородной ТЭС не может быть обеспечен непрерывный отпуск
электроэнергии. Однако такая электростанция часть времени может рабо-
тать на отпуск электроэнергии, а часть — на производство водорода и кис-
лорода электролизерами. Особенно удобно это делать в период естествен-
ного уменьшения потребления электроэнергии (ночью и в выходные дни).
В это время водородный энергоблок можно остановить или снизить его
мощность (режим вращающегося резерва), а его электролизную уста-
новку перевести на питание от электрической сети. При этом водородная
электростанция будет выступать в роли регулятора, не только снижая
свой собственный отпуск электроэнергии в сеть, но и обеспечивая нагруз-
кой электростанции других типов, не приспособленные к уменьшению
мощности или остановкам (например, энергоблоки АЭС), которые будут
продолжать работать при полной мощности. В то же время в утренние
часы, особенно по понедельникам, когда нагрузка в сети растет
с огромной скоростью, водородная ТЭС способна брать нагрузку со ско-
ростью, большей, чем традиционная ТЭЦ, так как ее не ограничивает
Н2 /О2-парогенератор.
Роль водородной ТЭС как регулятора, поддерживающего равенство
потребления и выработки электроэнергии в сети, трудно переоценить,
особенно для районов России с преобладанием АЭС (например, в Северо-
Западном регионе России).
482
ГЛАВА 19
Таким образом, наиболее целесообразный профиль автономной водо-
родной ТЭС — это водородно-аккумулирующая тепловая электростанция
(ВАТЭС), названная так по аналогии с гидроаккумулирующей электро-
станцией (ГАЭС), которая ночью потребляет электроэнергию из сети для
закачки воды в верхний бьеф, а утром и вечером — для выработки элект-
роэнергии, отпускаемой в сеть, путем использования накопленной воды.
Коэффициент рекуперации электроэнергии на ВАТЭС при современ-
ной технике может составить 40—50 %, а в перспективе — до 60 %. Эти
значения меньше, чем тот же показатель на ГАЭС (около 70 %), но эффек-
тивность ГАЭС резко снижается на равнинных территориях, и по удель-
ным капиталовложениям ГАЭС существенно превосходит водородную
аккумулирующую надстройку к ТЭС. Поэтому водородные системы акку-
мулирования электроэнергии на ТЭС имеют преимущества для равнин-
ных местностей. Суммарные удельные капиталовложения водородных
аккумулирующих надстроек к ТЭС (включая электролизное оборудование
и системы хранения компонентов) при их модернизации приводят к уве-
личению удельных капиталовложений ТЭС не более чем на 10—15 % по
оценкам различных авторов, а капиталовложения ГАЭС (особенно для
равнинных территорий) существенно превышают капиталовложения
ТЭС. Экономическая эффективность пиковых энергоустановок определя-
ется главным образом удельными капиталовложениями, поэтому относи-
тельно дешевые водородные пиковые надстройки к ТЭС в ряде случаев
оказываются более эффективными, чем ГАЭС, несмотря на то, что водо-
родное топливо по стоимости существенно превосходит природное.
Для крупномасштабного хранения водорода при его использовании для
покрытия неравномерностей графика нагрузки на водородных ТЭС могут
быть созданы подземные хранилища в соляно-купольных кавернах или
наземные сооружения, например из стандартных труб диаметром 1400 мм,
применяемых для магистральной транспортировки природного газа. Ори-
ентировочные технические параметры этих систем представлены в
табл. 19.3 (по данным ЭНИН им. Г.М. Кржижановского).
Расчеты выполнены для современных отечественных (КПД 65 %,
БЭУ-600), зарубежных (КПД 75 %, «Лурги») и перспективных (КПД
85 %) электролизеров.
Как видно из данных таблицы, при недельном цикле эксплуатации
оборудования можно обеспечить мощность ВАТЭС, большую, чем уста-
новленная мощность электролизной станции, а при годовом использова-
нии 390 ч мощность ВАТЭС может превысить мощность электролизеров
в 3—4 раза. Эти данные показывают необходимость радикального усовер-
шенствования отечественных электролизеров и/или использования поста-
вок зарубежного электролизного оборудования при реализации систем
водородного аккумулирования электроэнергии на электростанциях.
483
Введение в водородные технологии в энергетике
19.7. Техни о-э ономичес ие аспе ты водородной энер ети и
Ранее кратко были рассмотрены лишь некоторые направления исполь-
зования водородных технологий в теплоэнергетике. Перечень перспектив-
ных водородных технологий для энергетики значительно шире — это и
автономные энергоустановки, и энергоустановки на базе возобновляемых
энергоресурсов, новые системы водородного охлаждения мощных турбо-
генераторов и многое другое.
Традиционные подходы к оценке технико-экономических показателей
водородных технологий в энергетике вряд ли могут дать полную оценку
их эффективности, так как в настоящее время водородные электростан-
ции отсутствуют и не разработаны методы учета экологических факторов
при развитии систем энергообеспечения. Вместе с тем очевидно, что по
мере дальнейшего роста потребления и удорожания жидкого и газообраз-
ного углеводородного топлива потребуется его замещение искусственными
вторичными экологически чистыми энергоносителями — водородом
и искусственным топливом на его основе, которые будут производиться
за счет энергии АЭС, ГЭС, возобновляемых источников, угля. По мере
развития рынка товарного водорода для электростанции могут оказаться
экономически выгодными производство и продажа не только электроэнер-
гии, но и водорода, получаемого в часы провала графика нагрузки. Потреби-
телями этого водорода могут быть не только ВАТЭС, но и многие важней-
шие отрасли народного хозяйства: глубокая нефтепереработка (процессы
гидрокрекинга и гидроочистки), химическая промышленность (произ-
Таблица 19.3
Значения мощности ВАТЭС при использовании водорода и кислорода, нарабатываемых
на электролизной станции мощностью 1200 МВт
Цикл
производства
и хранения
водорода
и кислорода
Время
использования
мощности
ВАТЭС, ч/год
Режим работы
ВАТЭС
Мощность ВАТЭС, МВт, при
использовании электролизеров с КПД, %
65
75
85
Суточный
540
2 ч/сут,
ежедневно
*
1360
5 ч/сут,
ежедневно
Недельный
390
2 ч/сут,
в рабочие дни
970
5 ч/сут,
в рабочие дни
* В числителе даны показатели при КПД ВАТЭС, равном 55 %, в знаменателе — при КПД,
равном 50 %.
1450
1310
-- --- --- ---
-
1730
1570
-- --- --- ---
-
1960
1790
-- --- --- ---
-
580
525
-- --- ---
-
690
630
-- --- ---
-
790
710
-- --- ---
-
3460
3145
---- --- --- -
-
4130
3750
-----------
-
4650
4230
-----------
-
1370
1245
---- --- --- -
-
1650
1500
-----------
-
1865
1700
-----------
-
484
ГЛАВА 19
водство удобрений и метанола), углехимическая отрасль, производство
синтетического топлива, металлургия, пищевая, фармацевтическая, сте-
кольная и другие отрасли, а также экологически чистый транспорт, кото-
рый по мере развития водородных систем может оказаться крупнейшим
потребителем. Общие потребности России в товарном водороде к сере-
дине нынешнего столетия могут возрасти до 20—30 млн т при реализа-
ции инновационного пути развития страны. Возникнет необходимость
создания инфраструктуры производства, хранения, транспортировки
и использования водорода как универсального экологически чистого вто-
ричного энергоносителя и накопителя энергии. В решении этой задачи
энергетике, основанной на производстве электроэнергии и водорода, при-
надлежит ведущая роль.
Контрольные вопросы
1. Каковы основные особенности водорода как энергоносителя и топлива?
2. Какие технологии производства электроэнергии с использованием водорода
выгоднее применять при малых мощностях и какие — при больших мощно-
стях?
3. За счет чего применение водородных парогенераторов может привести к повы-
шению КПД и снижению полной стоимости энергоустановок паротурбинного
цикла?
4. Каковы перспективные направления использования водородных технологий
в энергетике и других отраслях народного хозяйства?
Литерат ра для самостоятельно о из чения
1. Шпильрайн Э.Э. Введение в водородную энергетику / Э.Э. Шпильрайн, С.П . Малы-
шенко, Г.Г. Кулешов // М. : Энергоатомиздат, 1984.
2. Коровин Н.В. Топливные элементы и электрохимические энергоустановки / В.Н . Коро-
вин. М . : Издательство МЭИ, 2005.
3. Малышенко С.П. Некоторые термодинамические и технико-экономические аспекты
применения водорода как энергоносителя в электроэнергетике / С.П . Малышенко,
О.В . Назарова, Ю.А . Сарумов // Атомно-водородная энергетика и технология:
сб. статей. М. : Энергоатомиздат, 1988. Вып. 8. С . 16—38.
4. Бабелин И.Н. Разработка и исследование экспериментального водородно-
кислородного парогенератора мощностью 10 МВт (т) / И.Н . Бабелин, А.Г. Волков,
А.Н . Грязнов, С.П . Малышенко // Теплоэнергетика. 1997. No 8. С . 48—52.
5. Бокрис Дж. О’М. Солнечно-водородная энергия. Сила, способная спасти мир /
Дж. О’М. Бокрис, Т.Н. Везироглу, Д.Л . Смит; пер. с англ. Д .О . Дуникова. М .:
Издательство МЭИ, 2002.
6. Малышенко С.П. Водород как аккумулятор энергии в электроэнергетике / С.П . Малы-
шенко // Российский химический журнал. 1997. Т. XLI . С . 112—120.
485
СЛОВАРЬ ОСНОВНЫХ ТЕРМИНОВ*
Атомная электрическая станция — промышленное предприятие, вырабаты-
вающее электроэнергию, используя энергию расщепления ядер делящихся мате-
риалов (162)
Активная зона — зона ядерного реактора, в которой происходят деление
ядерного¦ горючего и передача теплоты теплоносителю (170, 174, 176, 182)
Антипомпажные клапаны — клапаны, установленные на корпусе воздушного
компрессора ГТУ и перепускающие воздух из промежуточных ступеней ком-
прессора в выходной диффузор газовой турбины при пусках и остановках. Это
исключает явление помпажа — неустойчивую работу компрессора, сопровож-
дающуюся интенсивной вибрацией всей ГТУ (226)
Базовые режимы ГТУ — режимы работы при полном открытии ВНА и рас-
ходе топлива в камеру сгорания, обеспечивающем расчетную температуру газов
перед газовой турбиной (271)
Базовые турбины — турбины, служащие для покрытия базовой части графика
электрической нагрузки. Они работают постоянно при номинальной нагрузке
или близкой к ней (209)
Барабан — цилиндрический горизонтальный сосуд, находящийся под давле-
нием, из нижней части которого вода поступает в трубную систему испарителя;
из верхней части пар поступает в пароперегреватель (43, 136, 312)
Барабанный котел — водотрубный паровой котел, имеющий барабан для
отделения воды от пара, образующегося в испарительном контуре с организацией
в нем естественной циркуляции (43, 129, 134)
Безотказность — свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное
состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для тур-
бин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна быть не менее 6250 ч, а меньшей
мощности — не менее 7000 ч, а для турбин АЭС — не менее 6000 ч (213)
Бесканальная прокладка — прокладка теплопровода сетевой воды, при кото-
рой его участки укладывают на специальные опоры непосредственно на дне
вырытых грунтовых каналов, сваривают между собой стыки, защищают их от
воздействия агрессивной среды и засыпают грунтом (64)
Биологическая защита — кладка из тяжелого бетона, предохраняющая пер-
сонал реакторного отделения АЭС от воздействия медленных и быстрых ней-
тронов и ионизирующего излучения (168)
* Словарь основных терминов содержит их краткое пояснение, а также ссылки на страницы книги,
где они выделены курсивным шрифтом.
486
Словарь основных терминов
Блочная ТЭС — электростанция, состоящая из отдельных энергоблоков, каж-
дый из которых включает в себя котел, паровую турбину, питательный насос
исистемурегенеративного подогрева питательной воды (38)
БРОУ — см. быстродействующая редукционно-охладительная установка
Бурые угли (марки Б) — угли с высшей теплотой сгорания на сухую массу
< 23,86 МДж/кг и большим выходом летучих (Vdaf ≥ 40 %) (110)
Быстродействующая редукционно-охладительная установка (БРОУ) — РОУ,
служащая для быстрого сброса пара, генерируемого котлом, через обвод паровой
турбины в конденсатор при аварийных ситуациях (310, 337)
Быстроходная турбина — паровая турбина, имеющая в зависимости от час-
тоты сети, частоту вращения 50 или 60 об/с (209)
Быстрые нейтроны — нейтроны, образующиеся в результате деления ядер-
ного топлива и имеющие большую скорость (168)
Вакуум — в широком смысле слова — давление среды, меньше атмосферного.
В узком смысле на ТЭС под вакуумом понимают отношение разрежения
к барометрическому давлению, выраженное в процентах (23)
Вал ротора турбины — элемент ротора турбины, соединенный с дисками,
на которых располагаются рабочие лопатки (196)
Валопровод турбоагрегата — система роторов турбины, электрогенератора и
возбудителя, соединенных муфтами в единый вращающийся узел (189)
Ватт — единица мощности в системе СИ (1 Вт = 1 Дж/с) (23)
ВВЭР — см. водо-водяной энергетический реактор
Вертикальные сетевые подогреватели (ПСВ) — подогреватели сетевой воды
с вертикально расположенной трубной системой в вертикальном цилиндриче-
ском корпусе (86)
Виброскорость — мера вибрации опор турбоагрегата. В нормальных усло-
виях она не должна превышать 2,8 мм/с (22)
Вихревая горелка — устройство с вводом реагентов (топлива и окислителя)
через коаксиальные каналы с организацией закрутки потоков в одном направле-
нии. Для крутки потоков используются закручивающие аппараты различных
конструкций (117)
Влажность — содержание жидкой фазы (капель влаги) в парокапельной
смеси (181)
Влажный пар — пар, содержащий капли влаги. Предельно допустимая влаж-
ность пара в паровой турбине составляет 10—13 % (25)
Водо-водяной энергетический реактор (ВВЭР) — корпусной реактор, в кото-
ром теплоносителем и замедлителем нейтронов является вода, циркулирующая
через активную зону под высоким давлением (168)
Водогрейный котел — котел для нагрева сетевой воды на районных тепловых
станциях (РТС) для последующего направления в тепловую сеть для теплоснаб-
жения жилых домов и предприятий (62)
Qs
d
487
Словарь основных терминов
Водоподогревательная установка — установка для непрерывного подогрева
обратной сетевой воды на ТЭЦ паром из отборов теплофикационной паровой
турбины типа Т, включающая в себя паропроводы отбора, сетевые подогрева-
тели, систему эвакуации конденсата греющего пара из подогревателей и подпи-
точную установку теплосети (309)
Водород — первый элемент периодической системы; относительная молекуляр-
ная масса — 2,016; при нормальных условиях — самый легкий газ (плотность —
89,9 г/м3); температура нормального кипения — 20,4 К; пределы воспламенения,
% (по объему): в воздухе — от 4 до 75, в кислороде — от 4 до 95; пределы дето-
нации, % (по объему): в воздухе — от 18 до 60, в кислороде — от 15 до 90;
высшая теплота сгорания — 142 МДж/кг, низшая теплота сгорания —
120 МДж/кг (474)
Водородная энергетика — энергетика, использующая в качестве энергоноси-
теля водород и искусственное топливо на его основе, производимое за счет пер-
вичных энергоресурсов (469, 470)
Водородно-аккумулирующая тепловая электростанция — тепловая электро-
станция, использующая водородное аккумулирование электроэнергии в целях
покрытия неравномерностей графика нагрузки (482)
Водородно-кислородный парогенератор — парогенератор, использующий
в качестве топлива водород и в качестве окислителя кислород (474)
Водородная электростанция — электростанция, использующая в качестве
топлива водород (481)
Водородный энергоблок — энергоблок, использующий в качестве топлива
водород (478)
Водоструйный эжектор — струйный насос, постоянно отсасывающий паро-
воздушную смесь из конден саторов и других теплообменных аппаратов и под-
держивающий в них низкое давление конденсации (304)
Возбудитель — электрическая машина, ротор которой соединен с ротором
электрогенератора, служащая для питания его роторных обмоток, создания вра-
щающегося электромагнитного поля и генерации тока в обмотках статора элек-
трогенератора (42, 53)
Воздухоохладитель — часть трубного пучка теплообменной поверхности кон-
денсатора и сетевого подогревателя, служащая для максимального охлаждения
паровоздушной смеси перед ее отсосом эжектором из парового пространства
теплообменника (89)
Воздухоподогреватель — теплообменник котла, служащий для утилизации
теплоты уходящих газов и нагрева воздуха, подаваемого в топку (43, 50, 140)
Воздушный компрессор — турбомашина, обеспечивающая сжатие атмосфер-
ного воздуха перед его подачей в камеру сгорания ГТУ (216, 222, 253)
Воздушный тракт котла — совокупность устройств и элементов, обеспечи-
вающих подачу и нагрев окислителя (воздуха), подаваемого в котел (129)
488
Словарь основных терминов
Вспомогательные турбины — турбины, служащие для обеспечения техноло-
гического процесса производства электроэнергии на ТЭС — обычно для привода
питательных насосов и воздуходувок котлов (207)
Встроенная камера сгорания — камера сгорания, корпус которой образует
вместе с корпусами компрессора и газовой турбины единый внешний корпус
ГТУ (228)
Встроенный пучок — см. теплофикационный пучок
Выносная камера сгорания — камера, выполненная в отдельном корпусе и при-
соединенная к компрессору и газовой турбине отдельными патрубками (228, 257)
Выплавляемая модель — модель из легкоплавкого материала, место которой при
литье занимает жидкий металл. Литье по выплавляемым моделям используется при
изготовлении охлаждаемых рабочих лопаток газовых турбин их нимоников (237)
Выработка электроэнергии на тепловом потреблении — показатель качества
теплофикационной турбины, представляющий собой отношение выработанной
энергии к отпущенному теплу за одинаковый период времени (69, 73, 310)
Высокотемпературная сернистая коррозия — процесс взаимодействия
железа или оксидов железа металла труб с сероводородом, возникающий в зоне
высоких температур (123)
Выхлопные газы — отработавшие в газовой турбине газы, направляемые
либо в дымовую трубу, либо в котел-утилизатор, либо в подогреватель сетевой
воды для утилизации содержащейся в них теплоты (218, 331)
Выходной диффузор — расширяющийся канал на выходе компрессора
и газовой турбины, позволяющий преобразовать скорость выходного потока
в давление (218, 221)
Вязкость разрушения — характеристика материала, отражающая его сопро-
тивление хрупкому разрушению при наличии трещин. С ростом температуры вяз-
кость разрушения увеличивается (33)
Газовая турбина — турбомашина, преобразующая потенциальную энергию
продуктов сгорания, полученных в камере сгорания, в механическую энергию
вращения ее ротора, который приводит компрессор и/или электрогенератор
(218, 232, 258)
Газовый подогреватель конденсата (ГПК) — первая по ходу питательной
воды поверхность теплообмена котла-утилизатора ПГУ (278, 324)
Газовый тракт котл а — совокупность газоходов котла и устройств (газопро-
воды, дымососы, дымовая труба), обеспечивающих движение и выводы продук-
тов сгорания из котла, а также процесс теплопередачи (129)
Газомазутная горелка — комбинированная горелка, позволяющая попере-
менно сжигать как жидкое, так и газообразное топливо (102)
Газомазутная ТЭС — тепловая паротурбинная электростанция, котл ы ко то -
рой приспособлены для сжигания газообразного и жидкого топлива (мазута)
порознь или одновременно (37, 93)
489
Словарь основных терминов
Газообразное топливо — природный и искусственные газы, используемые
для сжигания в энергетических котлах и камерах сгорания ГТУ (28, 95)
Газораспределительный пункт (ГРП) — техническое сооружение для пониже-
ния давления газа от уровня давления в магистральном газопроводе до давления
0,2—0,35 кПа. Одновременно с понижением давления в ГРП идет очистка от
примесей и удаление конденсата (95)
Газотурбинная тепловая электростанция (ГТЭС) — тепловая электростан-
ция, основными энергетическими установками которой являются ГТУ (37)
Газотурбинная установка (ГТУ) — энергетическая установка, неотъемле-
мыми элементами которой являются воздушный компрессор, камера сгорания
и газовая турбина (37, 216)
Газотурбинный агрегат — энергетическая машина, состоящая из ГТУ и эл ект-
рогенератора (216)
Геотермальный резервуар — естественный подземный резервуар, в котором
постоянно происходят нагрев и испарение метеоритных вод за счет тепла Земли
(443)
Геотермальный теплоноситель — пар или горячая вода, поступающие из гео-
термального резервуара и снабжающие ГеоЭС тепловой энергией (443, 447, 450)
Гибридные энергоустановки — энергоустановки, включающие в себя высоко-
температурный топливный элемент (чаще всего с твердооксидным электроли-
том), работающий под давлением, и газотурбинную энергоустановку, использую-
щую в качестве топлива и рабочего тела горячие водородсодержащие газы после
ТОТЭ (473)
Гигаватт — единица измерения мощности (1 ГВт = 109 Вт) (23)
Гигакалория — единица измерения тепловой энергии, в частности тепла,
отпускаемого ТЭЦ или котельными (1 Гкал = 109 кал) (24)
Главный циркуляционный насос — насос, непрерывно прокачивающий воду
под давлением через активную зону ВВЭР (180)
Год — единица времени (1 год = 8760 ч) (22)
Горел ка — устройство для ввода в топку котла топлива и окислителя, их пере-
мешивания и обеспечения стабильности горения. Различают горелки вихревые,
прямоточные и плоскофакельные (100)
Горелка с предварительным смешением — горелка, в которой топливный газ
и воздух смешиваются перед подачей в зону горения (240)
Горелочное устройство — устройство для организации сжигания топлива
в топке котла (100)
Горизонтальный сетевой подогреватель (ПСГ) — подогреватель сетевой
воды, трубная система которого расположена горизонтально (88)
Городское централизованное теплоснабжение — снабжение от одного тепло-
источника города (61)
490
Словарь основных терминов
Горючая масса топлива — доля массы твердого и газообразного топлива,
при сгорании которого выделяется теплота. Основная составляющая горючей
массы твердого топлива — углерод, жидкого — смесь тяжелых фракций угле-
водородов (30)
Государственная районная электростанция (ГРЭС) — историческое название
наиболее мощных ТЭС России, как правило, с энергоблоками 150—1200 МВт (36)
ГПК — см. газовый подогреватель конденсата
Градирня — строительное сооружение в виде вытяжной башни, обеспечиваю-
щей тягу воздушной массы. Внутри башни с помощью разбрызгивающих уст-
ройств распыляется нагретая в конденсаторе охлаждающая вода. За счет ее
испарения в количестве примерно 1 % происходит охлаждение воды, и она снова
циркуляционными насосами подается в конденсатор (46)
Грамм — единица массы (1 г = 10–3 кг) (21)
Групповое централизованное теплоснабжение — снабжение группы зданий
от одной котельной установки тепловой мощностью 1—10 Гкал/ч (61)
ГРЭС — см. государственная районная электростанция
ГТУ — см. газотурбинная установка
ГТУ простого цикла — газотурбинная установка, состоящая из одного ком-
прессора, одной или нескольких камер сгорания, работающих в одинаковых
условиях, и одной газовой турбины, обеспечивающих последовательные одно-
кратные процессы сжатия, нагрева и расширения рабочего тела ГТУ (216, 218)
ГТУ сложного цикл — ГТУ, термодинамический цикл которой состоит
из нескольких ступеней сжатия, или/и нескольких ступеней подвода теплоты в каме-
рах сгорания, перемежающихся расширением в нескольких газовых турбинах (219)
ГТЭС — см. газотурбинная тепловая электростанция
ГЦН — см. главный циркуляционный насос
Давление — результирующая сила ударов молекул газа или пара, действую-
щая на единицу площади сосуда, в котором они заключены (23)
Двухвальная турбина — турбина, состоящая из двух турбин, каждая со своим
валопроводом и электрогенератором, связанных только потоком пара, который
последовательно проходит через них (211)
Двухконтурная АЭС — атомная электростанция, в которой реакторный контур
и паротурбинный контур разделены: через ядерный реактор циркулирует радио-
активная вода под высоким давлением, а в паротурбинной установке циркули-
рует нерадиоактивный пар и вода при существенно меньшем давлении (180)
Двухконтурная ПГУ — установка, характерным признаком которой является
использование двухконтурного котла-утилизатора (324)
Двухконтурный котел-утилизатор — котел-утилизатор двухконтурной ПГУ,
генерирующий пар высокого и низкого давлений с различной температурой.
Каждый контур состоит из экономайзера (или газового подогревателя конден-
сата), испарителя и пароперегревателя (278, 324, 331)
491
Словарь основных терминов
Двухступенчатый нагрев сетевой воды — нагрев сетевой воды в двух
последовательно расположенных сетевых подогревателях (нижнем и верхнем),
питаемых из отборов паровой турбины с различным давлением. Двухступенча-
тый нагрев позволяет увеличить мощность турбины при той же теплофикацион-
ной нагрузке (79)
Деаэратор — основной элемент деаэрационной установки, служащий для
удаления газов, растворенных в конденсате, вызывающих коррозию конд ен-
сатно-питательного тракта и внутренних поверхностей нагрева кот ла (46, 50,
336)
Деаэраторное отделение — помещение главного корпуса ТЭС между тур-
бинным и котельным отделениями для размещения деаэраторов (50)
Деаэрационная колонка — верхняя часть деаэратора, в которой происходят
смешение деаэрируемой воды и греющего пара, нагрев ее до температуры
насыщения и деаэрация (280)
Деаэрация — процесс удаления растворимых газов из конденсата при его
нагреве до температуры насыщения (46)
Децентрализованная система теплоснабжения — теплоснабжение, при кото-
ром источник тепла и теплоприемник практически совмещены, т.е. тепловая сеть
либо отсутствует, либо очень коротка (61)
Джоуль — единица измерения энергии (1 Дж = 1 Нæс) (23)
Дизельное топливо — жидкое топливо малой вязкости, обычно используемое
в качестве резервного топлива для ГТУ и ПГУ (29, 341)
Диск ротора турбины — элемент ротора турбины, соединяемый с валом
ротора, на котором устанавливаются рабочие лопатки (196)
Диффузионная горелка — горелка, в которой горение происходит на выходе
из нее в факеле по мере перемешивания топлива и воздуха и протекания хими-
ческой реакции (242)
Диффузионное горение — горение, определяемое скоростью перемешивания
топлива и воздуха (238)
Длительная прочность — сопротивление материала и деталей длительному
пребыванию в условиях высоких температур и напряжений. Она определяет воз-
можность повышения начальных параметров пара паровой турбины и начальной
температуры газов ГТУ (32)
Докритические параметры пара — пар с давлением ниже критического
(22,4 МПа) и температурой выше критической (374 °С) (208)
Докритическое давление — давление менее 22,4 МПа (38, 208)
Дутьевой вентилятор — устройство для подачи в котел воздуха под давле-
нием (129)
Дымовая труба — вертикальный канал, служащий для рассеивания вредных
продуктов сгорания и других выбросов, содержащихся в уходящих газах кот лов
и ГТУ, в атмосфере на возможно большей площади (50)
492
Словарь основных терминов
Дымосос — вытяжной вентилятор, служащий для создания разрежения
втопкекот л а (50)
Жидкий шлак — минеральная часть топлива, находящаяся в жидкоплавком
состоянии из-за высоких температур в зоне горения (123)
Жидкое топливо — на ТЭС используют мазут и дизельное топливо (29, 98)
ЖШУ (жидкое шлакоудаление) — выход шлака из топки в жидком состоянии
с температурой t3, характерной для каждого топлива (t3 — температура жид-
коплавкого состояния минеральной части топлива) (120)
Замедлитель — среда (обычно вода, графитовая кладка и другие материалы),
окружающая твэлы и замедляющая быстрые нейтроны в целях поддержания
цепной реакции деления ядер урана (168)
Замкнутая система охлаждения — система, в которой нагретый в детали
охлаждающий агент не выбрасывается в проточную часть, а направляется
в холодильник и затем снова возвращается для охлаждения детали. В настоящее
время осваивается замкнутое паровое охлаждение лопаток турбин (232)
Индивидуальное теплоснабжение — децентрализованная система тепло-
снабжения, при котором в каждом помещении используются индивидуальные
отопительные приборы (61)
Индивидуальный ресурс — ресурс, назначаемый индивидуально для каждого
объекта после достижения им паркового ресурса эксплуатации (438)
Испаритель — трубная система энергетического котла или котла-утилиза-
тора ПГУ, в которой поступающая питательная вода испаряется и превраща-
ется в пар (312)
Калория — единица измерения тепловой энергии (1 кал ≈ 4,19 Дж) (24)
Каменные угли — угли с высшей теплотой сгорания на сухую массу
>
> 23,86 МДж/кг и выходом летучих 15—45 % (110)
Камера сгорания — элемент ГТУ, в котором происходит сжигание газообраз-
ного или жидкого топлива в целях получения продуктов сгорания требуемой
температуры (218, 228)
Канальный реактор — реактор, состоящий из графитовой кладки с многочис-
ленными каналами, в каждый из которых вставляется технологический канал,
являющийся кипящим реактором малого диаметра. Замедлителем в канальном
реакторе служит графит, а теплоносителем — вода (168, 172)
Квартальное централизованное теплоснабжение — снабжение городского
квартала от одной водогрейной котельной установки тепловой мощностью 10—
50 ГВт/ч (61)
КВОУ — см. комплексная воздухоочистительная установка
Кельвин — единица измерения температуры в системе СИ (22)
Киловатт-час — единица энергии, в частности принятая для измерения выра-
ботанной и отпущенной электрической энергии на электростанциях (1 кВт⋅ ч =
= 860 ккал) (24)
Qs
d
493
Словарь основных терминов
Килограмм — единица массы в системе СИ (21)
Килограмм-сила — внесистемная единица силы (1 кгс ≈ 9,8 Н) (23)
Килокалория — единица измерения тепловой энергии (1 ккал = 103 кал) (24)
Килопаскаль — единица измерения давления, в частности в конденсаторах
и других аппаратах, работающих под разрежением (1 кПа = 103 Па) (23)
Кинетическое горение — горение, скорость которого определяется скоростью
протекания химической реакции (240)
Кипящий реактор — корпусной ядерный реактор, активная зона кото ро го
погружена в кипящую воду под высоким давлением. Над поверхностью жидко-
сти образуется насыщенный водяной пар, который направляется в паровую тур-
бину. В России кипящие реакторы не строят (168)
Кипящий слой — горение твердого топлива во взвешенном состоянии, обеспе-
чиваемым скоростным напором воздуха, подаваемым снизу в зону горения (146)
Кокс — твердый остаток горючей массы топлива, остающейся после выхода
летучих (110)
Кольцевая камера сгорания — камера сгорания ГТУ с кольцевой пламенной
трубой, из которой продукты сгорания поступают в сопловой аппарат первой сту-
пени газовой турбины (228)
Комбинированная выработка тепла и электроэнергии — производство элек-
троэнергии электрогенератором, приводимым паровой турбиной, и тепла
от пара отборов паровой турбины. Синонимом указанного комбинированного
производства является термин «теплофикация» (68)
Комплексная воздухоочистительная установка — установка на входе в воз-
душный компрессор ГТУ, фильтрующая атмосферный воздух, защищая комп-
рессор от неблагоприятных погодных воздействий и посторонних предметов,
и подавляющая шум (343)
Конденсатный насос — насос, откачивающий конденсат из конденсатора,
подавая его через систему регенеративных подогревателей в деаэратор (46,
50, 55)
Конд енсатор — теплообменный аппарат, основной элемент конденсационной
установки, служащей для конденсации пара, отработавшего в турбине, при низ-
ком давлении, составляющем 3—8 кПа (39, 42, 46, 50, 55, 336)
Конденсаторные трубки — трубки, образующие теплообменную поверх-
ность конденсатора, внутри которых непрерывно протекает охлаждающая вода,
а снаружи конденсируется пар, поступающий из паровой турбины (55)
Конденсационная электростанция — промышленное предприятие, служащее
для выработки электрической энергии (как правило, КЭС вырабатывают
и небольшое количество горячей воды для отопления станционного поселка) (37)
Конденсационная установка — совокупность кон д ен сатора, системы подачи
охлаждающ ей воды в конденсатор с помощью циркуляционных насосов, системы
откачки образующегося из пара конденсата конденсатными насосами и системы
494
Словарь основных терминов
удаления воздуха из парового пространства конденсатора, обеспечивающих
выполнение конденсатором своих функций (304)
Конденсационное помещение — помещение под паровой турбиной главного
корпуса ТЭС, служащее для размещения конденсатора и другого вспомогатель-
ного оборудования (50)
Конденсационные турбины — турбины, отработавший пар которых поступает
в конденсатор (207)
Концевое уплотнение — уплотнение вала на выходе из цилиндра турбины,
не допускающее значительной утечки пара из цилиндра в зазор между вращаю-
щимся ротором и неподвижным статором (190)
Концентрация напряжений — повышение местных механических напряже-
ний, вызванное резким изменением формы тела (440)
Корпус цилиндра — элемент статора, охватывающий невращающие ся
детали цилиндра: обоймы диафрагм, диафрагмы, обоймы концевых уплотнений
и др. Корпус цилиндра имеет горизонтальный фланцевый разъем для удобства
сборки и разборки турбины (190)
Корпусной реактор — ядерный реактор, в котором активная зона размещена
в толстостенном цилиндрическом корпусе (168)
Котел — совокупность устройств, обеспечивающих образование пара или горя-
чей воды путем подвода к ним тепловой энергии от сжигаемого топлива. Разли-
чают котлы энергетические и водогрейные, барабанные и прямоточные (43, 127)
Котел с естественной циркуляцией — котел, испаритель которого работает
на принципе многократной естественной циркуляции рабочего тела по тракту
барабан — опускная труба — испаритель — барабан без использования цирку-
ляционных насосов (313)
Котел-утилизатор (КУ) — котел, служащий для генерации пара высоких пара-
метров для паровой турбины ПГУ за счет теплоты уходящих газов ГТУ (278, 283,
289, 312, 336)
Котельная установка — совокупность котл а и вспомогательных устройств,
обеспечивающих получение пара высоких параметров на ТЭС (43, 127, 277)
Коэффициент полезного действия нетто ТЭС по выработке электроэнер-
гии — отношение количества электроэнергии, отпущенной с зажимов генера-
тора, к той теплоте, которая затрачена на получение электроэнергии. Для ТЭЦ
эта характеристика является чисто условной величиной (40)
Коэффициент полезного использования теплоты топлива — доля теплоты,
содержащейся в топливе, полезно используемой на выработку электроэнергии и
тепла на электростанции. У КЭС он не превышает 40 %, а для ТЭЦ он может
достигать 85 % (73, 310)
Коэффициент размолоспособности — отношение количества энергии, затра-
чиваемой на размол эталонного топлива (антрацитовый штыб), Э
эт
и данного
топлива Эx (110)
495
Словарь основных терминов
Коэффициент теплофикации ТЭЦ — отношение количества тепла, отпущен-
ного с паром отборов турбин ТЭЦ на сетевые подогреватели, к общему количе-
ству отпущенного тепла (85)
Критические параметры пара — давление 22,1 МПа и температура 374,1 °С,
при которых теплота парообразования равна нулю, а плотности жидкой и паро-
вой фаз одинаковы (26)
Критический размер трещины — глубина трещины, при достижении кото-
рой происходит практически мгновенное хрупкое разрушение детали с тяже-
лыми последствиями. Наиболее опасны трещины в роторах и паропроводах
энергоблоков (33)
КУ — см. котел-утилизатор
КЭС — см. конденсационная ТЭС
Лабиринтное уплотнение — последовательная совокупность кольцевых
щелей, образованных невращающимися острыми гребнями, расположенными
с малым радиальным зазором по отношению к поверхности уплотняемого вала,
и кольцевых камер между ними. Лабиринтное уплотнение обеспечивает малую
протечку пара мимо решеток турбины (198)
Летучие — газообразная составляющая, выделяющаяся при прогреве пробы
топлива при 800 °С в течение 7 мин. В теплоэнергетике обычно оперируют выхо-
дом летучих на горючую (обезвоженную и обеззоленную) массу топлива (109)
Литейные стержни — элемент литейной формы, представляющий собой точ-
ную копию полости внутри отливаемой детали. После отливки детали стержень
удаляют вытравливанием специальными химическими растворами (236)
Мазут — высококалорийное вязкое жидкое топливо для энергетических
котл ов, смесь тяжелых углеводородов, остаточный продукт перегонки нефти
после отделения бензина, керосина и других легких фракций. В теплоэнергетике
в основном используются сернистые мазуты, требующие системы сероочистки
или использования специальных технологий сжигания (29, 98)
Мазутная форсунка — горелочное устройство для сжигания жидкого топлива
(103)
Максимальная проектная авария — авария ядерного реактора с потерей
охлаждающего теплоносителя и расплавлением его активной зоны (184)
Маневренность — способность турбины и энергоблока к быстрым и частым
изменениям нагрузки, пускам и остановкам (214, 368)
Маслоохладитель — теплообменный аппарат, служащий для охлаждения
масла, подаваемого к подшипникам турбины из масляного бака, в который сли-
вается масло, нагретое в подшипниках (205)
Машинный зал — помещение главного корпуса ТЭС для размещения турбо-
агрегатов (50)
Мегаватт — единица мощности (1 МВт = 103 кВт) (23)
Мегакалория — единица тепловой энергии (1 Мкал = 106 кал) (24)
496
Словарь основных терминов
Мегапаскаль — единица давления, используемая для измерения высоких дав-
лений, в частности на ТЭС: перед котлом и за ним, перед турбиной, за питатель-
ным насосом (1 МПа = 106 Па ≈ 0,098 ат) (23)
Медленные нейтроны — образующиеся в результате деления ядер нейтроны,
обладающие небольшой скоростью и имеющие вероятность захвата ядром и его
последующего расщепления, большую, чем быстрые нейтроны. Быстрые ней-
троны замедляются с помощью замедлителя, и поэтому такие энергетические
реакторы относятся к реакторам на медленных (тепловых) нейтронах (168)
Межгородское централизованное теплоснабжение — снабжение нескольких
городов от одного теплоисточника (61)
Мельница-вентилятор — устройство для размола топлива путем удара
о лопатки вращающегося ротора и броню корпуса мельницы (114)
Меридиональное профилирование — способ повышения экономичности сту-
пени турбины, имеющей малые высоты решеток, путем профилирования их
меридиональных обводов (405)
Метр — единица длины в системе СИ (21)
Механическое напряжение — мера удельной внутренней напряженности твер-
дого тела вследствие приложения внешних нагрузок, характеризуемая как сила,
приходящаяся на единицу поверхности. Обычно механиче ское напряжение изме-
ряется в мегапаскалях (23, 31)
Микрометр — единица длины (1 мкм = 10 –6 м) (21)
Миллиметр — единица длины (1 мм = 10 –3 м) (21)
Минимальная расчетная температура наружного воздуха — температура,
принимаемая в расчетах температурного графика теплосети (81)
Многовальная ПГУ — установка, в которой два и более электрогенератора
(328)
Молотковая мельница — устройство для размола кусков топлива за счет удара
билами и о броню корпуса (116)
Монарная ПГУ — установка, рабочим телом турбины которой является смесь
продуктов сгорания и водяного пара, полученного в котле-утилизаторе за счет
теплоты уходящей парогазовой смеси ГТУ (318)
Монокристаллическая лопатка — лопатка, изготовленная из одного кристалла
(238)
Моральное старение — ухудшение технико-экономических показателей обору-
дования по сравнению с достигнутым уровнем, вызванное использованием уста-
ревших технологий (371, 427)
Муфта — узел, обеспечивающий соединение соседних роторов и передаю-
щий мощность с одного ротора на другой (189)
Надежность — свойство энергоблока или паровой турбины обеспечивать
бесперебойную выработку мощности при предусмотренных затратах топлива
и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов,
а также не допускать ситуаций, опасных для людей и окружающей среды (212)
497
Словарь основных терминов
Надежность работы котла — комплексный показатель, определяющий
свойства котла длительно сохранять и устойчиво воспроизводить в процессе экс-
плуатации рабочие характеристики и параметры (133)
Насосы маслоснабжения — насосы, обеспечивающие системы регулирова-
ния и смазки маслом (50)
Непроходные каналы — каналы для размещения только подающего и обрат-
ного теплопроводов, для доступа к которым необходимо срывать слой грунта
и снимать верхнюю часть канала (65)
Нетрадиционная энергетика — область электроэнергетики, использующая
источники энергии местного значения, а также источники, находящиеся в стадии
освоения. Характерными чертами нетрадиционной энергетики являются их эко-
логическая чистота, существенно большие удельные затраты на строительство
и малая единичная мощность (34)
Низконапорный парогенератор — энергетический котел, в который вместо
воздуха из атмосферы поступают уходящие газы ГТУ, содержащие достаточное
количество кислорода для сжигания дополнительного топлива. Низконапорный
генератор используют в сбросных ПГУ (319)
Низшая теплота сгорания — теплота сгорания топлива без учета скрытой
теплоты парообразования (109)
Нимоники — жаропрочные сплавы на основе никеля, используемые для лопа-
точного аппарата газовых турбин (232)
Номинальная базовая мощность ГТУ — мощность ГТУ при работе в базовом
режиме при условиях, оговоренных ее производителем (в частности, параметры
наружного воздуха) (271)
Нормальный кубометр — 1 м3 газа или жидкости в «нормальных» условиях
(при температуре 0 °С и давлении 1 атм). В нормальных кубометрах измеряют рас-
ход электростанцией природного газа и ведут расчеты показателей котлов (22)
Ньютон — единица измерения силы в системе СИ (1 Н = 0,098 кгс) (23)
Оборотное водоснабжение — система снабжения ТЭС технической водой
с помощью ее циркуляции и охлаждения в прудах-охладителях или градирнях (46)
Обратная сетевая вода — вода, возвращаемая от тепловых потребителей
на ТЭЦ или РТС для последующего нагрева и возврата на теплосеть (62, 310)
Одновальная ПГУ — парогазовая установка, ГТУ и паровая турбина которой
приводят единственный электрогенератор (328)
Одновальная турбина — турбина, имеющая один валопровод, образованный
роторами цилиндров и электрогенератора (211)
Одноконтурная АЭС — атомная электростанция, через ядерный реактор
и паротурбинную установку которой циркулирует одно и то же рабочее тело —
вода и водяной пар (181)
Одноконтурная утилизационная ПГУ — ПГУ, котел-утилизатор которой
состоит из одного контура (323)
Оксиды азота — соединения азота с кислородом NOx (105)
498
Словарь основных терминов
Опора — корпус подшипника с установленным в нем опорным вкладышем,
служит для опирания вращающегося валопровода на статор через тонкую мас-
ляную пленку (190)
Органическое топливо — вещества, способные активно вступать в реакцию
с кислородом и обладающие при этом значительным удельным тепловыделе-
нием на единицу массы или объема (92)
Отбор турбины — пар, выводимый из проточной части турбины для нагрева
питательной и/или сетевой воды (73, 80)
Открытая система охоаждения — система охлаждения сопловых и рабочих
лопаток газовой турбины, в которой охоаждающий агент (воздух, пар) после
использования сбрасывается в основной поток газов (232)
Относительное удлинение при разрыве — отношение приращения длины
разорванного образца к его первоначальной длине. Относительное удлинение
характеризует пластичность материала (32)
Отражатель — элемент ядерного реактора, уменьшающий утечку нейтро-
нов из активной зоны. Для отражателей используются такие же материалы, как и
для замедлителей (168)
Охлаждающая вода — вода, поступающая в трубный пучок конденсатора
для обеспечения его низкой температуры и соответственно низкого давления
конденсации из реки, пруда-охладителя или градирни (46, 307)
Пакет рабочих лопаток — совокупность нескольких рабочих лопаток, уста-
новленных на диске и объединенных ленточным бандажом или связующей про-
волокой в целях увеличения вибрационной надежности (200)
Парковый ресурс — наработка однотипных по конструкции и условиям экс-
плуатации объектов, при которой не происходит отказов работоспособности (438)
Паровая турбина — энергетическая турбомашина, элемент парового турбо-
агрегата, преобразующий потенциальную энергию пара высоких параметров
в механическую энергию вращения ее ротора, приводящего электрогенератор
(37, 39, 42, 44, 53, 294)
Пароводяной тракт котла — совокупность элементов котла (поверхностей
нагрева и трубопроводов), обеспечивающих организацию нагрева рабочего тела
до заданных параметров (128)
Парогазовая тепловая электростанция (ПГЭС) — электростанция, оснащен-
ная парогазовыми установками (37)
Парогазовая установка (ПГУ) — энергетическая установка, в которой элек-
троэнергия вырабатывается ГТУ и паровой турбиной за счет теплоты уходя-
щих газов ГТУ (37, 312)
Парогазовая установка утилизационного типа — ПГУ, использующая для
утилизации теплоты уходящих газов ГТУ котел-утилизатор без сжигания в нем
дополнительного топлива (312)
Парогенератор — элемент двухконтурной АЭС, расположенный в реактор-
ном отделении, в котором за счет теплоты горячего теплоносителя ядерного
499
Словарь основных терминов
реактора (первого контура) происходит генерация пара во втором контуре для
питания паровой турбины (180)
Пароперегреватель — трубная система энергетического котла или кот ла-
утилизатора ПГУ, в которой пар нагревается сверх температуры насыщения
в целях повышения КПД турбоустановки и снижения конечной влажности
пара в паровой турбине (127, 313)
Паротурбинная установка (ПТУ) — энергетическая установка, непрерывно
преобразующая потенциальную энергию рабочего тела в механическую энергию
вращающегося ротора паровой турбины. Неотъемлемыми элементами ПТУ
являются источник пара (энергетический котел, ядерная реакторная уста-
новка), паровая турбина, конденсатор и питательный насос (37, 43, 162)
Паротурбинная электростанция — электростанция, оснащенная паротур-
бинными установками (37)
Паскаль — единица давления в системе СИ (1 Па ≈ 10–5 ат) (23)
ПВД — см. подогреватель высокого давления
ПГУ — см. парогазовая установка
ПГУ с «вытеснением» регенерации — ПГУ, в которой уходящие газы ГТУ
используются для нагрева питательной воды ПТУ (321)
ПГУ с дожиганием — парогазовая установка, в которой в целях повышения
мощности паровой турбины или температуры перед ней сжигается дополнитель-
ное топливо в котле-утилизаторе (323)
ПГУ с параллельной схемой — парогазовая установка, в которой котел-утили-
затор, подключенный к ГТУ, и энергетический котел работают параллельно,
снабжая паром блочную паровую турбину или общий коллектор ТЭС с попереч-
ными связями (322)
ПГЭС — см. парогазовая тепловая электростанция
Перегретый пар — пар, перегретый по отношению к температуре насыщения
(25)
Пиковый водогрейный котел — котел, устанавливаемый на ТЭЦ, для допол-
нительного нагрева прямой сетевой воды сверх нагрева в сетевых подогревате-
лях паровой турбины в холодное время года. Обычно этот нагрев осуществля-
ется в пределах 100—150 °С (74, 210)
Пилотная горелка — постоянно работающая в диффузионном режиме
горелка, обеспечивающая устойчивость горения основной горелки при снижении
нагрузки ГТУ (242)
Питательная вода — вода, поступающая в котел (42, 43, 46, 417)
Питательный насос — насос, служащий для создания давления перед кот-
лом и, в конечном счете, начального давления пара перед турбиной. Различают
питательные электронасосы (ПЭН) и питательные турбонасосы (ПТН) (42,
47, 50)
Питательный турбонасос (ПТН) — питательный насос, приводимый паровой
турбиной малой мощности, питаемой из отбора главной паровой турбины (207)
500
Словарь основных терминов
Питательный электронасос (ПЭН) — питательный насос, приводимый элек-
тродвигателем (280)
Плоскофакельная горелка — горелка с вводом реагентов через систему кана-
лов, ориентированных под углом друг к другу для идентификации перемешива-
ния и увеличения поверхности факела (120)
Плотность — количество вещества, содержащегося в единице объема.
Обычно плотность измеряют в кг/м3 (24)
ПНД — см. подогреватель низкого давления
Подогреватель высокого давления (ПВД) — теплообменник системы регене-
рации высокого давления, служащий для нагрева питательной воды паром
из отбора турбины перед ее подачей в котел (47)
Подогреватель низкого давления (ПНД) — теплообменник системы регене-
рации низкого давления, служащий для нагрева конденсата паром из отбора тур-
бины на 30—40 °С перед его подачей в деаэратор (46)
Подпиточная вода теплосети — деаэрированная вода, подготовленная в под-
питочной установке теплосети ТЭЦ (79, 306)
Подпиточная установка теплосети — установка подготовки и подпитки
деаэрированной водой теплосети (80)
Полный установленный срок службы турбины — гарантированный заводом-
изготовителем срок службы паровой турбины, составляющий для турбин ТЭС
не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. На быстроизнашивающиеся
детали, замена которых предусмотрена техническим обслуживанием, срок
службы не распространяется (213)
Полуантрациты и антрациты — каменные угли с выходом летучих на горю-
чую массу менее 9 % (у антрацитов Vdaf
= 3—4 %) (110)
Полупиковые турбины — турбины, предназначенные для покрытия полупико-
вой части графика электрической нагрузки (209)
Полупроходные каналы — каналы для прокладки теплопроводов, позволяю-
щие передвигаться в нем в полусогнутом состоянии, выполняя осмотр и мелкий
ремонт тепловой изоляции. Сооружают в тех случаях, когда к теплопроводам
необходим постоянный, но редкий доступ (66)
Помпаж — неустойчивая работа компрессора при малых расходах воздуха,
проявляющаяся в интенсивной вибрации всей машины (224)
Потери в решетках — часть потенциальной энергии пара, которую не уда-
ется превратить в кинетическую энергию струй пара в сопловой решетке или
в работу в рабочей решетке (402)
Потеря с выходной скоростью — кинетическая энергия потока пара, выходя-
щего из турбины, не используемая для выработки механической энергии (402, 407)
Предел длительной прочности — характеристика материала, отражающая его
сопротивление длительной прочности и представляющая то механическое напря-
жение, которое может выдержать материал или деталь при заданных температуре
и времени эксплуатации. Предел длительной прочности измеряется в МПа (32)
501
Словарь основных терминов
Предел текучести — характеристика материала, отражающая его сопротив-
ление появлению пластических деформаций (32)
Принципиальная тепловая схема — схема, на которой приведены только
основное оборудование и основные паропроводы (333)
Природный газ — газомазутное топливо, представляющее собой смесь горю-
чих и негорючих газов, а также примесей. В соответствии с ГОСТ 5542 низшая
теплота сгорания газа при нормальных условиях (t = 20 °С, p = 101,3 кПа) должна
быть не менее 31,8 МДЖ/м3 при содержании H2O не более 0,02 г/м3 и мерканто-
вой серы менее 0,036 г/м3 (95)
Природный уран — смесь в основном неделящегося изотопа урана 238U (более
99 %) и делящегося изотопа 235U (0,71 %), который и представляет собой ядер-
ное горючее. Природный уран добывают в шахтах, в открытых карьерах или
способом подземного выщелачивания (165)
Продуктивная скважина — канал, по которому геотермальный теплоноси-
тель самопроизвольно поднимается из геотермального резервуара на земную
поверхность (448)
Продукты сгорания — смесь газов, полученных в результате химических
реакций горения, и избыточного воздуха. Продуктами сгорания в энергетиче-
ских котлах являются дымовые газы, а в камерах сгорания ГТУ — рабочее тело
газовой турбины (38, 218)
Производственный пар — пар, отпускаемый из промежуточной ступени
паровой турбины для нужд какого-либо производства (60)
Промежуточный пароперегреватель — элемент котла, служащий для проме-
жуточного перегрева пара (45)
Промежуточный перегрев пара — повышение температуры пара в промежу-
точном пароперегревателе кот л а после его расширения в ЦВД турбины. Служит
для уменьшения конечной влажности в конце турбины и повышения экономич-
ности турбоустановки (38, 55, 208)
Промышленная турбина — турбина, предназначенная для выработки электро-
энергии и тепла на промышленной электростанции (207)
Промышленные электростанции — электростанции, снабжающие тепловой
и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их
комплекс, входящие в состав тех промышленных предприятий, которые они
обслуживают (36)
Протечки — часть пара, проходящая мимо сопловых или рабочих решеток
(402)
Проточная часть турбины — совокупность ступеней турбины, обеспечи-
вающих преобразование потенциальной энергии пара или газа в кинетическую
энергию вращения ротора турбины (191, 192, 231)
Проходной канал — канал с постоянным легким доступом к теплопроводам
для ревизий и ремонта, без нарушения дорожных покрытий и мостовых. Проход-
ные каналы оборудуются освещением и естественной вентиляцией (65)
502
Словарь основных терминов
Пруд-охладитель — искусственный водный бассейн большой площади, снаб-
жающий конденсаторы турбин охлаждающей водой и обеспечивающий ее охла-
ждение после нагрева в конденсаторе (40)
Прямая сетевая вода — горячая вода (70—150 °С в зависимости от времени
года), нагреваемая в теплофикационной установке ТЭЦ или водогрейных котлах
РТС, направляемая потребителям теплоты (62, 64)
Прямоточная горелка — горелка, где ввод реагентов осуществляется через
систему каналов без закрутки потоков (119)
Прямоточное водоснабжение — система снабжения ТЭС технической водой
из реки с направлением нагретой воды в реку (46)
Прямоточный котел — паровой котел, в котором нагрев, испарение воды
и перегрев пара осуществляются за один проход среды по поверхностям нагрева.
В прямоточных котлах СКД рабочее тело может иметь лишь два состояния: воды
или пара (43, 130, 140)
ПСВ — см. вертикальные сетевые подогреватели
ПТН — см. питательный турбонасос
ПТУ — см. паротурбинная установка
Пылеугольная ТЭС — электростанция, работающая на угле и использующая
традиционный способ его сжигания в факеле в пылевидном состоянии (37)
ПЭН — см. питательный электронасос
Рабочая масса топлива — масса твердого топлива, включающая в себя
влагу, золу и горючую массу (29)
Рабочая решетка — совокупность вращающихся одинаковых рабочих лопа-
ток, образующих каналы, в которых происходят поворот потока пара, поступаю-
щего из сопловой решетки, и преобразование кинетической энергии потока пара
в механическую энергию вращения ротора турбины (192)
Рабочие лопатки — профилированные элементы, установленные на диске
специальным образом и образующие рабочую решетку (196, 199, 202, 260)
Развернутая тепловая схема — схема, на которой представлено все оборудо-
вание, все паропроводы, задвижки и арматура, позволяющие оперативно управ-
лять оборудованием в любых эксплуатационных режимах (333)
Раздельное производство тепла и электрической энергии — получение электро-
энергии на КЭС и тепла в котельных (68)
Разношаговое многогребенчатое уплотнение — уплотнение в проточной
части паровой турбины, в котором гребни на неподвижных и вращющихся дета-
лях выполнены с разным шагом и практически нулевым радиальным зазором
(407)
Разреже ние — разность барометрического давления и давления в со суде. Раз-
режение измеряют в кПа или ат (23)
Районная тепловая станция (РТС) — предприятие, обеспечивающее тепло-
вую с еть прямой сетевой водой и принимающее обратную сетевую воду для ее
нагрева в водогрейных котлах (63)
503
Словарь основных терминов
Районная электростанция — ТЭС общего пользования, обслуживающая все
виды потребителей района (36)
Районное централизованное теплоснабжение — снабжение городского рай-
она от одного теплоисточника (61)
Расчетный ресурс — наработка турбины, которая гарантируется заводом-
изготовителем и при достижении которой должен быть рассмотрен вопрос о ее
дальнейшей эксплуатации (213, 437)
РБМК — реактор большой мощности канальный (см. также канальные реак-
торы) (168, 172)
Реакторное отделение АЭС — часть энергоблока АЭС, в которой располо-
жены ядерный реактор, парогенераторы (или сепараторы), главные циркуляци-
онные насосы и другое вспомогательное оборудование, обеспечивающее работу
реакторного контура (180, 185)
Регенеративные подогреватели — теплообменные аппараты, в которых про-
исходит нагрев питательной воды паром отборов паровой турбины (46)
Регенеративный подогрев — нагрев кон ден сат а и питательной воды паром
из регенеративных отборов турбины в целях использования его теплоты кон-
денсации (47)
Регулируемый отбор — отбор пара из турбины, в котором поддерживается
постоянным давление, задаваемое температурным графиком теплосети (69)
Регулирующая диафрагма — орган регулирования и управления потоком
пара, направляемым в сетевые подогреватели, обеспечивающий требуемую
потребителем тепловую нагрузку (300)
Редукционно-охладительная установка (РОУ) — установка, служащая для
уменьшения давления пара и снижения его температуры путем впрыска воды (77)
Реинжекция — обратная закачка отработанного в турбоустановке геотер-
мального теплоносителя в геотермальный резервуар (452)
Ресиверные трубы — паропроводы перепуска пара из ЦСД или ЦВД в ЦНД (55)
Ресурс — суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до предель-
ного состояния (213)
Ротор ГТД — вращающаяся часть ГТД, состоящая из роторов воздушного
компрессора и газовой турбины. В большинстве ГТУ роторы выполняют сбор-
ными, иногда — сварными (244, 253)
Ротор турбины — вращающийся узел цилиндра турбины, состоящий из вала,
дисков и рабочих лопаток, соединяемый с роторами соседних цилиндров или
ротором электрогенератора (189, 253)
РОУ — см. редукционно-охладительная установка
РТС — см. районная тепловая станция
Саблевидные лопатки — лопатки с криволинейной осью, наклоненной по вра-
щению в корневых сечениях и против вращения — в периферийных. Использова-
ние саблевидных лопаток существенно повышает экономичность турбины (403)
504
Словарь основных терминов
Сбросная ПГУ — ПГУ, уходящие газы ГТУ которой сбрасываются в низкона-
порный парогенератор, замещают собой атмосферный воздух и уменьшают
количество топлива, подводимого в парогенераторе для выработки пара (319)
Сверхкритические параметры пара — пар с давлением/температурой выше
23,5 МПа/560 °С (38)
Сверхкритическое давление пара — давление более 22,1 МПа (38)
Секунда — единица времени в системе СИ (21)
Сепаратор ГеоЭС — устройство для отделения влаги из пара, поступающего
к паровой турбине (453)
Сетевая вода — непрерывно циркулирующее рабочее тело, подготовленное
в специальных подпиточных установках теплосети, обеспечивающее доставку
тепловой энергии от ТЭЦ или РТС ее потребителям. Различают сетевую воду
прямую и обратную (310)
Сетевой подогреватель — теплообменный аппарат, в котором нагревается
сетевая вода, проходящая внутри трубной системы, за счет теплоты конденса-
ции греющего пара, отбираемого из проточной части турбины (50, 310)
Сжигание в циркулирующем кипящем слое — технология сжигания твердого
топлива в кипящем слое с одновременной организацией режима пневмотранс-
портировки большого количества золовых частиц по замкнутому контуру (146,
413)
Сжигание твердого топлива в кипящем слое — сжигание в двухфазной псев-
догомогенной системе, возникающей в результате псевдоожижения (158)
Сила — количественная мера механического взаимодействия тел (23)
Система водоснабжения — комплекс устройств, обеспечивающих ТЭС тех-
нической водой для работы конденсаторов, маслоохладителей, водоструйных
(или пароструйных) эжекторов, электрогенератора и других устройств. Разли-
чают системы прямоточного и оборотного водоснабжения (46)
Система защиты турбины — система, обеспечивающая прекращение подачи
пара в турбину и ее остановку при возникновении аварийных ситуаций (214)
Система охлаждения газовой турбины — система, обеспечивающая поддер-
жание допустимого уровня температур рабочих и сопловых лопаток, корпусных
элементов, дисков, несущих рабочие лопатки, а также организующая запирание
уплотнений подшипников, где циркулирует масло (233)
Система пылеприготовления (СП) — совокупность устройств и элементов,
обеспечивающих приемку, транспортировку, размол и сушку топлива с последу-
ющей подачей готовой пыли в котел (110)
Скорость — путь, пройденной точкой в единицу времени. Обычно скорость
среды в технологическом оборудовании ТЭС измеряют в м/с (22)
Собственные нужды — часть электроэнергии, выработанной ТЭС, использо-
ванной для обеспечения ее работы (на электропривод насосов, вентиляторов и др.)
(40, 73, 399)
505
Словарь основных терминов
Сопловая лопатка — невращающийся элемент специального профиля, служа-
щий для создания сопловых каналов, в которых потенциальная энергия пара пре-
образуется в кинетическую энергию потока пара или газа (192, 258)
Сопловая решетка — совокупность неподвижных одинаковых сопловых лопа-
ток, образующих суживающиеся (сопловые) каналы, обеспечивающие преобра-
зование потенциальной энергии пара в кинетическую энергию струй пара для
дальнейшего ее превращения в энергию вращения ротора турбины (192)
Сотовые уплотнения — уплотнения в проточной части паровых и газовых
турбин, в которых уплотнительные вставки, сопрягаемые с обычными гребнями,
выполняются в форме пчелиных сот. Сотовые вставки выполняются из нержаве-
ющей стали и закрепляются на неподвижных деталях (409)
Среднеходная мельница — устройство, обеспечивающее размол топлива
за счет его истирания валками или шарами на вращающемся столе (114)
Средний срок службы до капитального ремонта — период между капиталь-
ными ремонтами турбины. В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее
6 лет (213)
ССКП — см. суперсверхкритические параметры пара
Статор турбины — неподвижная (невращающаяся) часть турбины, вклю-
чающая в себя корпус, обоймы, диафрагмы и корпуса подшипников с опорными
и упорным вкладышами (189)
Стационарные турбины — турбины, сохраняющие неизменными свое
местоположение при эксплуатации. К ним, в частно сти относятся все турбины
ТЭС (206)
Степень сжатия компрессора — отношение давления за компрессором к дав-
лению перед ним (218)
Ступень турбины — совокупность сопловой (невращающейся) и рабочей
(вращающейся) решеток, обеспечивающих преобразование части потенциаль-
ной энергии пара в механическую энергию вращения ротора турбины (192)
Суперсверхкритические параметры пара — состояние пара с давлением / тем-
пературой выше 23,5 МПа / 560 °С (38, 159)
Сутки — единица времени (1 сут = 24 ч) (22)
Сухой насыщенный пар — пар, не содержащий капель влаги и не перегретый
по отношению к состоянию насыщения (25)
Твердое топливо — органическое топливо: бурые и каменные угли, антра-
циты, полуантрациты, торф, сланец, лигниты (29, 108)
Твэлы — см. тепловыделяющие элементы.
Температура — мера интенсивности движения молекул. В системе СИ тем-
пература измеряется в кельвинах. В теплотехнике принято пользоваться стогра-
дусной шкалой (градусами Цельсия) (22)
Температура кипения — см. температура насыщения (25)
Температура насыщения — температура, при которой начинается кипение
воды или конденсация жидкости из пара. Температуры насыщения, конденсации,
506
Словарь основных терминов
кипения и испарения — идентичные понятия. Их значение зависит только
от давления (25)
Температурный график теплосети — зависимость необходимой потреби-
телю температуры прямой сетевой воды от температуры наружного воздуха (83)
Тепловая мощность — количество теплоты, произведенной или потреблен-
ной в единицу времени. Обычно оно измеряется в Гкал/ч и иногда в МВт (24)
Тепловая сеть — см. теплосеть
Тепловая схема — графическое изображение оборудования и паропроводов
ТЭС (49)
Тепловая электрическая станция — промышленное предприятие, вырабаты-
вающее тепло и электрическую энергию, используя энергию, заключенную
в сжигаемом топливе (36, 37)
Тепловая энергия — неупорядочная форма энергии, измеряемая в калориях
(кал) и кратных ей единицах (24, 60)
Тепловыделяющая сборка — группа твэлов из нескольких сотен штук, соб-
ранных в единый блок, который удобно помещать и извлекать из активной зоны
реактора (166)
Тепловыделяющие элементы (твэлы) — герметичные тонкостенные цирко-
ниевые трубки длиной до 4 м, в которые помещают цилиндрические таблетки
из обогащенного урана. В твэле происходит процесс расщепления ядер 235U
с выделением теплоты, используемой для нагрева теплоносителя (165)
Теплоноситель — рабочее тело теплообменников, в частности ядерных реак-
торов, подвергаемое нагреву или охлаждению. Нагреваемый теплоноситель
называют горячим, а охлаждаемый — холодным (168)
Теплопроводы — трубопроводы прямой и обратной сетевой воды, располо-
женные вне ТЭЦ и РТС (64)
Теплосеть — система теплопроводов, насосных станций и теплообменных
аппаратов, обеспечивающая непрерывную подачу тепловой энергии в виде горя-
чей воды потребителям и ее возврат на ТЭЦ или РТС (62, 64, 73)
Теплота конденсации — теплота, выделяющаяся при превращении насыщен-
ного пара в воду вследствие конденсации. Эффект выделения теплоты конден-
сации используется для нагрева холодных теплоносителей конденсирующимся
паром (27)
Теплота сгорания — количество тепловой энергии, которая выделяется при
полном сгорании единицы рабочей массы (1 кг) жидкого или твердого топлива
или 1 нм 3 газа. Соответственно теплота сгорания измеряется в кДж / кг, кДж / нм3
или ккал/кг, ккал/ нм 3 (31, 38, 108)
Теплофикационная установка — совокупность сетевых подогревателей,
насосов и подпиточной установки, служащая для снабжения тепловой сети пря-
мой сетевой водой требуемых температуры и давления (77)
507
Словарь основных терминов
Теплофикационные паровые турбины — турбины, предназначенные для выра-
ботки тепловой и электрической энергии, имеющие для этих целей электрогене-
ратор и один или несколько регулируемых отборов пара (69, 207, 295)
Теплофикационный пучок — выделенный трубный пучок в конденсаторе теп-
лофикационной паровой турбины для предварительного нагрева сетевой или
подпиточной воды теплосети (79, 306)
Теплофикация — см. комбинированная выработка тепла и электрической энергии
Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) — энергетическое предприятие, служащее для
выработки тепловой энергии в виде горячей сетевой воды или пара сниженных
параметров и электроэнергии. На ТЭЦ осуществляется комбинированная выра-
ботка тепла и электрической энергии, обеспечивающая экономию топлива
в пределах 15 % по сравнению с раздельной выработкой на КЭС и РТС (36, 330)
Техническая атмосфера — единица измерения давления, обычно используемая
эксплуатационным персоналом ТЭС (1 ат = 1 кгс/см2 = 9,8æ104 Па = 98 кПа =
= 0,098 МПа) (23)
Технологический канал — элемент канального реактора, представляющий
собой совокупность парогенерирующего устройства, графитовой кладки и эле-
ментов их установки (174)
Тихоходная турбина — турбина, имеющая в зависимости от частоты сети час-
тоту вращения 25 или 30 об/с (210)
Тонна — единица массы (1 т = 1000 кг) (21)
Топка котла — пространство в кот л е, где происходит горение факела топ-
лива (43)
Топливные элементы — электрохимические устройства, в которых осущест-
вляется прямое преобразование химической энергии топлива в электрическую
(470)
Топливный тракт котла — совокупность элементов, обеспечивающих подго-
товку топлива к сжиганию и подачу его к горелочным устройствам (129)
Точное литье по выплавляемым моделям — метод литья, при котором выплав-
ляемую модель помещают в литейную форму, к которой подают расплав нимоника.
Расплав выплавляет пластмассу, занимает ее место, и в результате создается литая
деталь с внутренней полостью, заполненной литейным стержнем. Стержень уда-
ляют вытравливанием специальными химическими растворами. Полученные
детали практически не требуют дополнительной механической обработки (236)
Традиционная электроэнергетика — энергетика, использующая традицион-
ные источники энергии (органическое топливо, ядерное горючее и водные
ресурсы) (34)
Тракт золошлакоудаления — совокупность элементов и устройств, обеспечи-
вающих улавливание и удаление золы и шлаков из котла (129)
Транспортная турбина — турбина, изменяющая свое местоположение в про-
странстве (206)
508
Словарь основных терминов
Трансформатор — электрическое устройство, служащее для повышения
электрического напряжения, создаваемого электрогенератором, в целях умень-
шения потерь электроэнергии в линиях электропередачи (43, 46)
Трехконтурная ПГУ — парогазовая установка с трехконтурным котлом-ути-
лизатором (324, 325)
Трехконтурный котел-утилизатор — кот ел трехконтурной ПГУ, содержащий
три контура генерации пара трех разных давлений и температур для использова-
ния в паровой турбине (282, 289)
Трубный пучок конденсатора — совокупность трубок, на которых происходит
конденсация пара, поступающего из турбины (55)
Турбина с противодавлением — паровая турбина типа Р с конечным давле-
нием больше атмосферного (68)
Турбинное отделение — отделение ТЭС, охватывающее паротурбинное обо-
рудование (50)
Турбоагрегат — совокупность паровой турбины, электрогенератора и возбу-
дителя, объединенных одним валопроводом, обеспечивающая преобразование
потенциальной энергии пара в электроэнергию (42, 43, 50)
Турбоустановка — последовательная совокупность паровой турбины, кон-
денсатора, кон д ен сат ных насосов, ПНД, деаэратора, питательных насосов
и ПВД, обеспечивающих преобразование потенциальной энергии пара, выходя-
щего из кот ла, в механическую энергию вращения валопровода турбины и воз-
вращение питательной воды в ко тел (75)
ТШУ (твердое шлакоудаление) — вывод золы и шлака из топки в твердом
состоянии при температуре 600 °С (120)
ТЭС с поперечными связями — электростанция, на которой все котлы работают
на общий коллектор свежего пара, из которого питаются все паровые турбины.
Общими на таких ТЭС являются и коллекторы питательной воды, и деаэраторы
(38)
ТЭЦ — см. теплоэлектроцентраль
Углеразмольная мельница — устройство, обеспечивающее размол, частичную
или полную подсушку топлива (112)
Удельная теплота парообразования — количество теплоты, необходимое для
испарения единицы массы вещества. Для воды она зависит только от давления,
изменяясь примерно от 2200 кДж/кг (в кон д ен саторе турбины) до нуля (при кри-
тических параметрах) (26)
Удельный объем — объем 1 кг массы вещества (24)
Удельный расход условного топлива — количество условного топлива в грам-
мах, потребляемое ТЭС для выработки 1 кВт⋅ч электроэнергии (40)
Условное топливо — гипотетическое топливо с теплотой сгорания
7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг (31, 40)
Усталость металла — явление разрушения материала под действием боль-
шого числа сравнительно небольших нагрузок, переменных во времени, приво-
509
Словарь основных терминов
дящих к появлению трещин и их росту до критического размера, после чего сле-
дует внезапное хрупкое разрушение (32)
Утилизационная ПГУ — см. парогазовая установка утилизационного типа
Факел — область высокой температуры в топке котла или камере сгорания,
в которой происходит химическая реакция горения топлива (43)
Физический метод — один из методов разделения экономии от комбиниро-
ванного производства тепла и электроэнергии между ними. При использовании
физического метода вся экономия топлива относится к выработанной электро-
энергии. Поэтому удельный расход условного топлива на выработку электро-
энергии на ТЭЦ меньше, чем на КЭС (71)
Физическое старение — ухудшение показателей прочности деталей энергети-
ческого оборудования, вызванное его длительной работой при высокой темпера-
туре (372, 427)
Фундамент — строительная рамная железобетонная конструкция, состоящая
из верхней и нижней фундаментных плит и колонн, служащая для размещения
турбоагрегата, конденсатора и вспомогательного оборудования ТЭС (50)
Хирты — радиальные зубья треугольного профиля, позволяющие обеспечить
центровку сопрягаемых дисков при сборке ротора (244)
Хрупкое разрушение — практически мгновенное разрушение металла или
детали без видимых пластических деформаций, обычно вследствие достижения
трещиной критического размера (33, 434)
ЦВД — см. цилиндр высокого давления
Централизованное теплоснабжение — снабжение потребителей теплом
от ТЭЦ или РТС и разветвленной теплосети (61, 62)
Центробежная форсунка — устройство для распыливания жидкого топлива в
камере сгорания путем создания вращающейся конической струи, распадаю-
щейся на мелкие капли и легко перемешивающейся с воздухом (242)
Цилиндр высокого давления (ЦВД) — цилиндр турбины, в который поступает
свежий пар из кот ла; после расширения в ЦВД пар направляется либо в ЦСД,
либо на промежуточный перегрев в котел (44)
Цилиндр низкого давления (ЦНД) — цилиндр турбины, в который поступает
пар из ЦСД; после расширения в ЦНД пар направляется в конденсатор (46)
Цилиндр среднего давления (ЦСД) — цилиндр турбины, в который поступает
пар из ЦВД; после расширения в ЦСД пар направляется в ЦНД (46)
Цилиндр турбины — самостоятельный узел паровой турбины, имеющий соб-
ственные ротор и статор, паровпускной и выходной паровые патрубки (44)
Циркуляционный насос — насос, подающий охлаждающую воду в трубный
пучок конденсатора турбины (46)
ЦНД — см. цилиндр низкого давления
ЦСД — см. цилиндр среднего давления
Частота вращения — число оборотов вала в единицу времени (22)
510
Словарь основных терминов
Шаровая барабанная мельница (ШБМ) — углеразмольная мельница, обеспе-
чивающая размол топлива во вращающемся барабане за счет удара шарами
и истирания топлива между ними и броней корпуса барабана (112)
Шлакование — явление, связанное с налипанием на экраны золовых частиц
(110)
Экологический впрыск — впрыск воды в камеру сгорания для снижения тем-
пературы горения и уменьшения количества образующихся оксидов азота (333)
Экономайзер — змеевиковая поверхность энергетического котла или котл а-
утилизатора, в которых происходит предварительный нагрев питательной
воды перед ее подачей в барабан (или деаэратор) (47, 127, 312)
Экраны — трубные поверхности нагрева, экранирующие стены топки и газо-
ходов котла с передачей теплоты от продуктов сгорания в основном за счет излу-
чения (43, 127)
Электрическая мощность — мощность на зажимах электрогенератора тур-
боагрегата (23)
Электрогенератор — электрическая машина, преобразующая механическую
энергию вращения ее ротора в электрический ток, подаваемый на трансформа-
тор ТЭС (42, 43, 46, 53, 189, 218)
Электролизер — аппарат для электрического разложения воды на водород
и кислород (481)
Электронасосы рециркуляции конденсата — насосы, подающие часть кон-
денсата, нагретого в ГПК, на вход в котел-утилизатор для обеспечения темпера-
туры питательной воды на уровне 60 °С при сжигании природного газа и 120 °С
при сжигании дизельного топлива (280)
Электрохимический генератор — источник электроэнергии на основе топ-
ливных элементов, собранных в батарею (471)
Электроэнергетика — подсистема энергетики, охватывающая производство
электроэнергии на электростанциях и ее доставку потребителям по линиям
электропередачи (33)
Энергетика — совокупность больших естественных и искусственных подсис-
тем, служащих для преобразования, распределения и использования энергетиче-
ских ресурсов всех видов (33)
Энергетическая турбина — турбина, служащая для привода электрогенера-
тора, включенного в энергосистему. Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС
и ТЭЦ (206)
Энергетический блок — практически автономная энергетическая установка
блочной электростанции, состоящая из котельной установки и паротурбинной
установки, а также связывающих их паропроводов и трубопроводов питатель-
ной воды (38)
Энергетический котел — котел, вырабатывающий пар высоких параметров
для последующего использования в паровой турбине. Различают котлы бара-
банные и прямоточные (42)
511
Словарь основных терминов
Энергетическое топливо — органическое топливо, которое целесообразно
использовать в энергетике (93)
Энергоблок — см. энергетический блок
Эрозия рабочих лопаток — износ рабочих лопаток каплями влаги, вызываю-
щий снижение надежности и экономичности паровой турбины (55)
Ядерная реакторная установка — часть АЭС, служащая для генерации пара
высоких параметров для использования в паротурбинной установке (162)
Ядерное горючее — обогащенный до 3,3—4,4 % уран, получаемый на обога-
тительных заводах из природного урана (165)
Ядерный реактор — элемент АЭС, в котором осуществляется генерация пара
высокого давления для последующего использования в паровой турбине (166, 167)
512
Учебное издание
ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
Учебник для вузов
В двух томах
Том 1
Современная теплоэнергетика
Заведующая редакцией Л.Т. Васильева
Редактор Н.Н . Сошникова
Художественный редактор А.Ю . Земл еруб
Корректор Г.Ф. Раджабова
Оператор компьютерной верстки В.В. Пак
Подписано в печать с оригинала-макета 10.11 .16.
Формат 70 × 100/16
Бумага офсетная
Гарнитура Таймс
Печать офсетная
Усл. печ. л . 41,6 + цв. вкл.
Усл.- кр. отт. 42,1 + цв. вкл.
Уч.-изд. л. 37,7 + цв. вкл.
АО «Издательский дом МЭИ», 111024, Москва, ул. 2 -я Кабельная, д. 2,
тел/факс: (495) 280-1246, адрес в Интернете: http://www.idmei.ru,
электронная почта: info@idmei.ru.