На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Оборудование

01.10.2009 Достоинства и недостатки турбин малой мощности

 

Достоинства и недостатки турбин малой мощности

 

Как известно, противодавленческими турбинами вырабатывать собственную электроэнергию промышленным предприятиям выгоднее, чем покупать ее из энергосистемы. Рентабельность электропроизводства в Беларуси при таком подходе может достигать 800 %, а в России – 900 %.

 

Турбины малой мощности предназначены для использования невостребованного потенциала пара котельных. До установки турбины котельная уже имела пар. Обычно этот пар с низким потенциалом (порядка 6 кгс/см2), а котлы рассчитаны на давление не ниже 14 кгс/см2. Поднять давление пара на котле до расчетного уровня можно, затратив дополнительное топливо не более 5–7 % израсходованных ресурсов. Этим и объясняется названная выше высокая рентабельность установок.

Достоинством турбин малой мощности является и простота их конструкции, что снижает стоимость агрегата в сравнении с большими машинами.

Рассмотрим машины российского и белорусского производства [1, 2], которые присутствуют и на белорусском, и на российском рынках. Турбин белорусского производства в работе находится чуть более 10, российских – значительно больше. Российские машины ТГ 0,5А/0,4 Р13/3,7 можно отнести к быстроходным, а белорусскую ТГУ 0,25/0,4 Р12/2 – к тихоходным. Первая выполняется в редукторном исполнении, вторая – в безредукторном.

Ввиду целого ряда причин надежность можно назвать основным критерием при выборе турбины. Для примера рассмотрим обе машины. Нами теоретически решена и экспериментально подтверждена задача предельного заброса оборотов (ПЗО) ротора турбины при потере ею управления [3, 4]. Величина ПЗО определяется расчетным числом оборотов (РЧО) и теоретически составляет удвоенное значение от РЧО. Практически из-за возрастающих потерь в подшипниках и некоторых других элементах ПЗО оказывается на 4–5 % ниже. В частности, для белорусской турбины величина ПЗО равна 5 740 об/мин при РЧО, равном 3 000 об/мин. Это значение неоднократно проверялось экспериментально.

Теперь рассмотрим работу российской турбины в аналогичной ситуации. Для нее величина ПЗО теоретически составляет 16 000 об/мин, а практически будет находиться в пределах 15 000–15 360 об/мин.

Еще один важный момент – экономичность турбин. На рисунке приведена зависимость величины внутреннего относительного КПД тихоходной и быстроходной турбин от их относительной нагрузки. Как видим, тихоходная турбина оказывается предпочтительнее быстроходной.

Обратим внимание на значительную разницу в нагрузке холостого хода Nххт = 0,1 у тихоходной и Nххб = 0,4 – у быстроходной турбин. Эти значения показывают, что пока быстроходная турбина выйдет на холостой ход, тихоходная уже будет нести нагрузку N = 0,4 с КПД более 50 %, т. е. близким к своему номинальному значению в 65 %. И, очевидно, при дальнейшей нагрузке тихоходная турбина будет неуклонно повышать эффективность использования невостребованного потенциала пара котельной, превращенной в мини-ТЭЦ. Важно отметить, что нагрузка холостого хода тихоходной турбины Nххт = 0,1 (10 %) ниже технического минимума (ТМ) котлоагрегата. Это значит, что при выходе котлоагрегата на ТМ тихоходная турбина уже будет нести нагрузку, т. е. котлоагрегат и тихоходная турбина будут пускаться практически параллельно.

Поясним «феномен» тихоходной турбины. Все без исключения быстроходные турбины – одноступенчатые. А поскольку тепловой перепад на них сверхкритический, то велики и скорости потока пара в их проточной части. В соплах возникает сверхзвуковая скорость. Вполне очевидно, что и скорость выхода потока из рабочей решетки также будет большой, что приводит к значительной потере с выходной скоростью.

Иначе обстоит дело с тихоходной турбиной. Она многоступенчатая, и это делает возможным полезное использование выходной скорости во всех ступенях за исключением последней. Кроме того, все ступени в ней – дозвуковые. Следовательно, скорость потока пара за последней ступенью чрезвычайно мала. Невелика и потеря с выходной скоростью за ней.

Еще одним фактором, ведущим к повышению КПД тихоходной турбины, является меньший уровень профильных и концевых потерь в ее проточной части – основных потерь. Обусловлено уменьшение потерь двумя факторами: малыми скоростями потока пара и более длинными лопатками (в отличие от быстроходной турбины).

Следует подчеркнуть также важность правильного выбора расчетного режима устанавливаемой турбины, поскольку именно здесь кроется типовая ошибка. Ни в коем случае не следует принимать за такой режим максимальную нагрузку котельной.

Среднегодовая нагрузка котельной традиционно составляет порядка 62 %. Это значение и должно стать основой при выборе расчетного режима турбины. Если же его принять по максимальной нагрузке, то при меньших нагрузках будет наблюдаться большой проигрыш как в мощности, так и в КПД машины. Следует иметь в виду, что при разгрузке мощность турбины падает по кубической параболе – и это без учета снижения КПД. В летних режимах такая турбина будет неработоспособной. Лучшим решением может стать установка двух машин, одна из которых будет работать летом в режимах, близких к номинальному, а вторая – находиться в резерве. Зимой обе установки могут работать в режимах, близких к номинальному.

Есть еще один важный вопрос, касающийся работы турбин малой мощности. При вводе в эксплуатацию чешской турбины 3,2 МВт на ТЭЦ ПО «Беларуськалий» обнаружился необычный шум в диапазоне частичных нагрузок. При малых нагрузках и при подходе к номинальной нагрузке шум отсутствовал. Чтобы разобраться в ситуации, пришлось выполнить определенные расчеты. На котлоагрегатах ТЭЦ была снижена температура пара с расчетной 250 до 220 °С. Это и повлияло на появление шума.

Оказалось, что его создает образующаяся в соплах влага в паре. На малых нагрузках процесс расширения пара в hs-координатах уходит вправо, что обеспечивает работу турбины полностью в области перегретого пара. Шум при этом отсутствует. Нагружение машины возвращает процесс расширения влево, приводя к появлению влаги за соплами, что и вызывает шум. При нагрузках, близких к номинальной, шум исчезает, хотя влага в паре имеется. Объяснение этому – в переходе сопл на сверхзвуковое истечение пара. Общеизвестно, что сверхзвуковой поток интенсивно дробит влагу, превращая ее в мелкодисперсную. Такая влага по своей структуре близка к структуре перегретого пара, она следует по линиям его тока, не создавая шума. Этому (дроблению) способствует также большая окружная скорость колеса: попавшая на него влага отражается навстречу основному потоку пара, дробя крупные капли влаги. Кардинально решить вопрос с шумом можно, восстановив температуру свежего пара до номинального уровня 250 °С.

 

Всеволод БАЛАБАНОВИЧ, доктор технических наук, профессор,
Петр МЯКШЕВ, Владимир СВЕТАШЕВ, Анатолий НИКОЛАЕВ, Наталья ПАНТЕЛЕЙ, инженеры

 

Литература

 

1. Открытое акционерное общество «Калужский турбинный завод». Паровые турбины и турбогенераторы. Номенклатурный перечень № 1. – Калуга, 2008 г. – С. 43.

2. Балабанович В. К., Ващило Н. А., Кожемячко С. Д., Сацкевич И. В., Скоробогатый Н. Н., Пантелей Н. В., Пантелей Е. А., Кулак Е. В. Способ работы турбомашины Балабановича малой мощности и устройство для его реализации (турбомашина Балабановича малой мощности) // Евразийский патент № 007359.

3. Балабанович В. К., Пантелей Н. В., Пантелей Е. А. Методика расчета предельной величины заброса оборотов ротора турбины. Рефераты докладов международной 56-й научно-технической конференции «Наука – образованию, производству, экономике». – Минск, 2003. – С. 1.

4. Пантелей Н. В. Основы разработки технических требований к системе управления и защит турбин ТРБ. Известия вузов. Энергетика. – 2007. – № 4. – С. 71–76.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком