Паротурбинная установка

Благодаря более высокому к. п. д. и более экономичному процессу деления за счет меньшего поглощения нейтронов в реакторах ВГР с паротурбинными установками достигается уменьшение удельного расхода ядерного горючего по сравнению с удельным расходом в водо-водяных реакторах типа ВВЭР в 1,5 раза, а начальное удельное вложение ядерного горючего на единицу мощности — в 5 раз и более. Однако, по-видимому, основное преимущество реакторов ВГР будет реализовано при применении одноконтурных энергоустановок с гелиевыми турбинами, а также в комбинированных энерготехнологических

Атомные ГТУ. Проектные проработки показывают перспективность применения на флоте газотурбинных установок с ядерными реакторами в качестве источника энергии (АГТУ). Такие установки будут иметь значительно меньшие размеры по сравнению с атомными паротурбинными установками при более высоком КПД. Поскольку температура в активной зоне газоохлаждаемого реактора должна быть значительно выше, чем в зоне реактора,

циях с паротурбинными установками и барабанными котлами. При прямоточных паровых котлах требования к качеству питательной воды значительно выше и здесь, когда для подготовки добавочной воды применяют испарители, их оборудуют двухступенчатой промывкой пара. На первой ступени промывка ведется питательной водой испарителя, на втором —конденсатом.

Преимущества газовой турбины по сравнению с паротурбинными установками: отсутствие котельной и конденсационной установок (резкое снижение расхода охлаждающей воды); высокий термический к. п. д. цикла; быстрый запуск установки; простота обслуживания и меньшие расходы по ремонту.

Многочисленные труды, посвященные теории газовых турбин, содержат доказательства большего совершенства газотурбинных установок (ГТУ) для электрических станций по сравнению с паротурбинными установками (ПТУ). Эти доказательства построены на сравнении паротурбинных станций, работающих на низких температурах с идеализированными газотурбинными станциями, работающими при высоких температурах газа. Часто доказательства преимуществ газовых турбин построены на основе неправильных сведений о свойствах водяного пара в области высоких температур и давлений. Поэтому важной является проблема определения сравнительного термодинамического преимущества ПТУ и ГТУ перспективных электрических станций.

На судах с паротурбинными установками себестоимость дистиллята правильно выбранных опреснителей (60—70 коп/т) также не превышает стоимости воды, принимаемой с портовых плавсредств (85 коп/т).

Исследование ЛГУ, сжигающих высокосернистое жидкое топливо. Использование высокосернистых мазутов в электроэнергетике приводит к увеличению выбросов сернистого ангидрида в атмосферу, что вызывает недопустимое загрязнение воздушного бассейна [129, 130]. Поэтому энергоустановки, работающие на высокосернистых мазутах, должны быть снабжены устройствами для сероочистки. Соответственно разработаны методы очистки высокосернистых мазутов или продуктов их сжигания. Как показали исследования, неоспоримыми техническими и экономическими преимуществами, а также преимуществами быстрой практической реализации обладает способ очистки мазутов по методу предварительной газификации под давлением и очистка продуктов газификации мокрым способом. Указанный метод наиболее универсален и с точки зрения возможности сочетания мазутоочистки с паротурбинными установками, ПГУ по схеме ЦКТИ и ПГУ по схеме СО АН СССР.

Секционное регенеративное оборудование турбоуста-новок в последние годы привлекло внимание зарубежных и отечественных специалистов. В 1956 г. в журнале «Пауэр» № 6 был опубликован проект регенеративного подогревателя башенного типа фирмы Кулджан для паротурбинной установки мощностью 150 Мет. Подогреватель поверхностного типа имеет восемь секций, каждая из которых выполнена в виде подогревателя для одной ступени регенеративного подогрева воды. Размеры подогревателя: диаметр 3,05 м, высота 21 м; другой башенный подогреватель этой фирмы состоит из шести ступеней смешивающего типа и одной ступени поверхностного типа. Применение этих подогревателей позволило примерно на 1,5% снизить удельную стоимость 1 кет установленной мощности электростанции с паротурбинными установками мощностью по 150 Мет (р„='НО ат; 565/538° С).

При рассмотрении вопроса об изменении шероховатости поверхности лопаточного аппарата турбомашин в процессе их работы необходимо учитывать повышающуюся из года в год культуру эксплуатации оборудования. На электростанциях с паротурбинными установками особенно в связи с повышением начальных парамет-

Оборудование отечественных тепловых электростанций, начиная с конца 50-х годов, осуществлялось за счет ввода конденсационных и теплофикационных энергоблоков, причем их единичная мощность за прошедший период возросла соответственно со 160-200 и 100 МВт до 1200 и 250 МВт. В настоящее время наибольшее распространение получили энергоблоки с паротурбинными установками мощностью 500 и 800 МВт, а для АЭС - мощностью 1000 МВт. Разрабатываются проекты новых теплофикационных турбин для ТЭЦ и АТЭЦ мощностью 400-450 МВт, новые модификации турбин с повышенными теплофикационными отборами, малогабаритные и высокоманевренные паровые турбины, турбины для комбинированных установок (ЛГУ, МГДЭС и др.).

новки (ГТУ) в котел. В связи с широким использованием газа и жидкого топлива на электростанциях Советского Союза наиболее реальными и перспективными являются парогазовые установки с высоконапорным парогенератором, который выполняет одновременно функции парового котла паросиловой установки, и камеры сгорания газотурбинной установки. Как показывают расчеты, эти установки по сравнению с обычными паротурбинными установками равной мощности и параметров пара позволяют получить экономию топлива до 8—10% и сокращение удельных капитале- и металло-вложений на 20—25%. Кроме того, ПГУ с ВПГ отличаются быстрым пуском, хорошими маневренными характеристиками при высоком к. п. д., комплексной автоматизацией рабочего процесса, полной блочностью оборудования.

Паротурбинная установка (ПТУ) работает по замкнутому циклу; если пренебречь утечками, то в установке циркулирует одно и то же количество пара. ПТУ устанавливаются на конденсационных электростанциях (КЭС) и вырабатывают электроэнергию, на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) и вырабатывают кроме электрической энергии тепловую, включаются в технологический цикл производства, используя пар, образующийся в технологических процессах, для привода других машин и механизмов (воздуходувки, насоса, гребного винта и пр.).

Паротурбинная установка — энергетическая установка, включающая паровые котлы и паровые турбины. Газотурбинная установка — конструктивно-объединенная совокупность газовой турбины, компрессора, камеры сгорания, газовоздушного гракта, системы управления и вспомогательных устройств.

давлением (поддерживается компенсатором объема), содержится активная зона 2, омываемая движущимся вертикально вверх потоком теплоносителя. Подогретая на 20 — 40 К при прохождении через активную зону, но не догретая до насыщения вода циркуляционным насосом 3 первого контура направляется в парогенератор 4, в котором передает свою теплоту теплоносителю второго контура. Паротурбинная установка включает часть высокого давления 5 турбины, сепаратор-пароперегреватель 6, часть низкого давления 7 турбины, конденсатор 8, конденсат-ный насос 9, подогреватель низкого давления 10, деаэратор 11, питательный насос 12. Реакторы ВВЭР мощностью 440 и 1000 МВт имеют соответственно шесть и четыре парогенератора и две турбоустановки, а следовательно, шесть или четыре петли первого контура. На рис. 9.12 показана схема только одной петли. Объединение расхода пара от других петель (поз. 13) происходит перед частью высокого давления турбины.

Первый контур АЭС с реактором БН-600 (см. рис. 9.10) расположен в корпусе реактора 1 (рис. 9.13) и включает активную зону 2, циркуляционный насос 5, теплообменник 4 первого контура. Все элементы первого контура расположены под уровнем натрия 3, отделенного от крышки корпуса слоем газа. Здесь применена интегральная компоновка, которая отличается от петлевой, когда насос и теплообменник первого контура расположены вне корпуса реактора. В реакторе БН-600 имеется три петли первого контура. Второй контур АЭС образован теплообменником 4, циркуляционным насосом 6 и парогенератором 7. Давление теплоносителя второго контура (натрия) несколько больше, чем первого, что препятствует утечке радиоактивного натрия из первого контура во второй. Теплоноситель второго контура передает теплоту активной зоны рабочему телу третьего контура — воде и водяному пару. В третьем контуре используется паротурбинная установка с промежуточным перегревом пара между частями высокого 8 и низкого 9 давления. Конденсатно-питательный тракт 10 имеет традиционную для таких установок схему. Применение трехконтурных

АПТУ — атомная паротурбинная установка ;

ПТУ — паротурбинная установка;

Параметры состояния 8 Паровая турбина 179 Парогазовая установка 209 Парообразование 33 Пароперегреватель 159 Паротурбинная установка 178 Парциальное давление 13 Первая критическая плотность теплового потока 124 Передача энергии 7 Перекрестный ток 134 Плазма 280

По удельному расходу топлива паротурбинная установка уступает дизельной — 230—320 против 200—230 г/(кВт-ч). Вместе с тем ПТУ менее требовательна к качеству топлива и при мощностях свыше 20 тыс. кВт имеет меньшую построечную стоимость, меньшую массу и габариты и ряд других преимуществ перед СЭУ с ДВС. Основные характеристики ПТУ морских транспортных судов отечественной и зарубежной постройки приведены в табл. 1.1 [7]^

5.3. ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА. МОЩНОСТЬ, РАСХОД ПАРА

Паротурбинная установка. Диаметральные размеры турбин определяются расходом рабочего тела, который зависит от мощности, параметров рабочего тела и тепловой схемы судовой энергети-

5.3. Паротурбинная установка. Мощность, расход пара....... 150