какое давление пара на тэц

Блог об энергетике

энергетика простыми словами

Паротурбинные установки тепловых электростанций (ТЭС)

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

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

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

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

Рис. 1. Схема простейшей турбины

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

Рис. 2. Схема устройства многоступенчатой паровой турбины

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На рисунке 5 приведена схема конденсатора паровой турбины.

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

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

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

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

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

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

Источник

Какое давление пара на тэц

на тепловую экономичность ТЭС

Из термодинамики известно, что чем ниже температура, при которой отводится тепло к холодному источнику, тем выше термический КПД цикла.

В паротурбинных установках температура отвода тепла определяется температурой конденсации или давлением пара в конденсаторе. Давление в конденсаторе зависит от температуры и количества охлаж­дающей воды, температурного напора, удельной паровой нагрузки кон­денсатора и его эксплуатационного состояния (плотности системы, эффективности отсоса воздуха, чистоты поверхности охлаждения).

Температура охлаждающей воды зависит от климатических усло­вий, системы и источников водоснабжения станции (река, пруд, градирни и т. п.). Среднегодовая температура воды из рек Сибири составляет 4÷6 °С, Урала – 4÷5 °С, Центральных районов европейской части РФ 8,5÷9,5 °С.

С понижением конечного давления значительно увеличивается адиабатный теплоперепад, уменьшается температура отвода теплоты, что приводит к уменьшению потери работоспособности от необратимого теплообмена в конденсаторе и повышению КПД турбины. Конечная температура п apa t _K современных крупных КЭС изменяется в небольших пределах 22÷37 °С ( р_к=0,02÷0,04 кгс/см 2 ). Снижение р_к с 0,04 до 0,02 кгс/см 2 повышает КПД идеального цикла приблизительно на 4 %, на зато увеличивает объем пара приблизительно в 2 раза, что усложняет последние ступени и выхлопные части турбины, удорожает её стоимость.

При эксплуатации турбинной установки обслуживающему персоналу задается экономическое давление в конденсаторе (экономический ва­куум), величина которого изменяется в зависимости от изменения тем­пературы охлаждающей воды и пропуска пара в конденсатор. В этом случае сопоставляются увеличение затрат мощности на подачу охлаж­дающей воды для снижения давления в конденсаторе и повышение мощности турбины при этом. Экономический вакуум должен обеспечивать в итоге максимальный прирост мощности (нетто).

Конечное давление пара в противодавлении или отборе турбины определяется в основ­ном требованиями тепловых потребителей. Для повышения тепловой экономичности таких турбин необходимо по возмож­ности снижать давление отби­раемого пара в пределах, допускаемых системой регулиро­вания турбины, и при полном удовлетворении требований потребителя по давлению, тем­пературе и влажности подава­емого пара или по температуре горячей воды. Повышение давления пара в отборе приводит к значительному ухудшению экономичности теплофикационной установки.

3.4. Промежуточный перегрев пара

Назначение промежуточного перегрева пара.

Р и с. 3.5. Цикл Ренкина с промежу-

точным перегревом пара

Цикл Ренкина с промежуточным перегревом пара изображен на рис. 3.5: 1– а – адиабатное расширение пара в I ступени турбины; а- b – перегрев пара в промежуточном пароперегревателе; в–2 – адиабатное расширение пара во II ступени турбины; 2–3 – конденсация пара в конденсаторе; 3–4 – сжатие воды в конденсатном и питательном насосах; 4–5 – подогрев воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях и водяном экономайзере; 5–6 – превращение воды в пар; 6–1 – перегрев пара в основном пароперегревателе.

3.5. Способы промежуточного перегрева пара

Р и с. 3.6. Схема ТЭС с промежуточным пароперегревателем

Схемы с газовым промежуточным перегревом пара (рис. 3.6), обладая высокой тепловой экономичностью, имеют следующие недостатки: а) протяженность трубопроводов промежуточного перегрева пара, энергетическая потеря в них, усложнение паровых котлов; б) большая вместимость паропроводов и пароперегревателя промежуточного перегрева пара вызывает опасность разгона турбоустановки при сбросе нагрузки. В установках с промежуточным перегревом пара кроме регулирующих применяют защитно-отсечные клапаны перед входом пара в турбину; в) усложняется схема регулирования парового котла.

Указанных недостатков нет при паровом промежуточным перегревом пара (свежим или отборным паром). Из-за малой экономии топлива (2÷3 % при использовании свежего пара и 1÷2 % – отборного пара), а также из-за удорожания оборудования особенно во втором случае паровой промежуточный перегрев пара не применяют. Паровой промежуточный перегрев пара применяют на АЭС с турбинами насыщенного пара для ограничения его влажности.

3.6. Особенности промежуточного перегрева пара на ТЭЦ

При серийном выпуске оборудования ТЭС в РФ принята унификация p ₀ и t ₀ на КЭС и ТЭЦ. При p ₀ =13 МПа промежуточный перегрев пара применяют только на КЭС. Применение промежуточного перегрева пара на турбинах Т и ПТ при p ₀ =13,0 МПа для ограничения конечной влажности пара ( x ₂ ) не столь необходимо, как на КЭС, так как основной поток пара отбирается для внешнего потребителя. Конденсационный сквозной поток пара невелик, работает в последних ступенях турбины с малым КПД и имеет допустимую конечную влажность. Таким образом, промежуточный перегрев пара на ТЭЦ менее экономичен, чем на КЭС.

При промежуточном перегреве пара на ТЭЦ возрастает температура пара, используемого для внешнего потребителя. При заданном отпуске теплоты Q _т = D _т ( i _т – i _ок ) и повышении энтальпии пара отбора i _т расход пара D _т на внешнее тепловое потребление уменьшается, что соответственно снижает эффект от увеличения работы теплофикационного потока в турбине благодаря промежуточному перегреву пара.

Промежуточный перегрев только конденсационного потока пара мало эффективен (ТЭЦ Линден США). Малую экономию теплоты (1÷2 %) дает промежуточный перегрев пара на промышленных ТЭЦ.

В настоящее время энергоблоки с p ₀ = 13 и 24 МПа работают с t _пе и t _пп преимущественно 540 °С, что снижает их экономичность, но повышает надежность. На зарубежных ТЭС также t ₀ =530 ¸ 540 °С при p ₀ =13, 16 и 24 МПа. Переход от параметров пара 24 МПа, 540/540 °С к начальным параметрам пара 30 МПа, 650 °С повышает экономичность ТЭС на 4 ¸ 5 %. Одна треть энергоблоков современных ТЭС в РФ – энергоблоки сверхкритического давления (СКД).

3.7. Влияние начальных параметров пара на тепловую

экономичность теплофикационных турбин

Тепловая и энергетическая эффективность теплофикационных турбоустановок и ТЭЦ существенно зависят от удельной выработки электроэнергии Э на тепловом потреблении. Для теоретического процесса работы 1 кг пара в турбине

Рассмотрим влияние начальных параметров на тепловую экономичность теплофикационных турбин.

1. С повышением начальной температуры пара t _о при р_о= const Н _а возрастает заметно, а значения h _т.а и q _т.а возрастают медленнее. В результате удельная выработка электроэнергии Э_а с ростом t _о увеличивается.

Характер зависимости Э_а от параметров пара аналогичен зависимости от них абсолютного термического КПД.

(3.2)

где Н _i =Н_аη_{о i} = i _o – i _т – действительный теплоперепад пара, кДж/кг; i _т – конечная энтальпия пара в действительном процессе, кДж/кг; q _т = i _т – i _о.к. – теплота, расходуемая на внешнего потребителя, кДж/кг.

С повышением р_о при t _о = const η _oi уменьшается, что несколько замедляет рост удельной выработки Э _i с повышением начального давления пара. Конечное давление пара конденсационных турбоустановок изменяется в относительно небольших пределах и мало влияет на энергетическую эффективность повышения начальных параметров пара. Для повышения энергетической эффективности теплофикационных турбоустановок необходимо снижать давление пара, отпускаемого внешним потребителям.

При определении зависимости КПД ТЭЦ от начальных параметров пара необходимо выдерживать основной принцип сравнения в различных вариантах – одинаковый отпуск электрической и тепловой энергии. При данном отпуске тепловой энергии ТЭЦ более высоких начальных параметров пара вырабатывает больше электроэнергии, поэтому для ТЭЦ с более низкими начальными параметрами пара для выработки того же количества электроэнергии дополнительно требуется замещающая мощность с конденсационной выработкой электроэнергии.

Допустим, что на ТЭЦ высоких параметров пара вся электроэнергия производится на тепловом потреблении турбоагрегатами с противодавлением. КПД производства электростанции такой ТЭЦ теоретически достигает единицы. Для ТЭЦ более низких параметров пара из-за дополнительной конденсационной выработки электроэнергии этот КПД остается меньше единицы во всем диапазоне отпуска пара из отборов, от α_т= D _т / D _о =0 до α_т=1,0.

3.8. Надстройка как метод повышения энергетической

эффективности теплосиловых установок

Р и с. 3.7. Принципиальная схема полной над­ стройки станции низкого давления: 1– котел сверхвысокого давления; 2 – предвключен ная турбина надстройки; 3 – конденсационная турби­ на старой станции; 4 – турбина с отбором старой станции; 5 – тепловые потребители; 6 – ПНД ста­рых турбин; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос надстройки; 9 – ПВД предв ключенной турбины; 10 – кон-

Источник

Начальные параметры пара

Давление пара.

Тепловая экономичность паротурбинных электростанций в значительной степени определяется начальными и конечными параметрами пара в установке, т. е. давлением и температурой пара перед турбиной и давлением в конденсаторе турбины. Тепловая экономичность электростанций растет с ростом начального давления пара, а также с повышением температуры подогрева питательной воды.

Повышение начального давления пара значительно усложняет и удорожает оборудование. Но как проверено технико-экономическими расчетами, чем больше увеличивается мощность блока, тем меньше начальное давление влияет на удельные капитальные затраты. Поэтому установки большой мощности создаются на высокие и сверхкритические давления пара.

В России приняты четыре ступени начального давления пара: 3,4; 8,8; 12,75 и 23,5 МПа или (соответственно 35, 90, 130 и 240 кгс/см2.

Температура пара.

В России установлены следующие температуры пара на выходе из котельного агрегата :

При указанных температурах перегрева для поверхностей нагрева и труб применяются перлитные стали (хромомолибденованадиевые) марок 12Х1МФ, 15Х1М1Ф. Для более высоких температур перегрева требуется применение аустенитных сталей, которые не нашли широкого применения в энергетике вследствие очень высокой их стоимости и трудностей их обработки. Так, трубы из легированных сталей дороже труб из углеродистой стали: хромомолибденовые в 1,6—1,9 раза, высокохромистые и аустенитные в 4,7—5 раз, аустеинтные с молибденом и вольфрамом в 7—в раз.

Источник

Паровые турбины: как горячий пар превращается в электричество

Учёные до сих пор бьются над поиском самых эффективных способов по выработке тока — прогресс устремился от гальванических элементов к первым динамо-машинам, паровым, атомным, а теперь солнечным, ветряным и водородным электростанциям. В наше время самым массовым и удобным способом получения электричества остаётся генератор, приводимый в действие паровой турбиной.

Паровые турбины были изобретены задолго до того, как человек понял природу электричества. В этом посте мы упрощённо расскажем об устройстве и работе паровой турбины, а заодно вспомним, как древнегреческий учёный опередил своё время на пятнадцать веков, как произошёл переворот в деле турбиностроения и почему Toshiba считает, что тридцатиметровую турбину надо изготавливать с точностью до 0,005 мм.

Как устроена паровая турбина

Принцип работы паровой турбины относительно прост, а её внутреннее устройство принципиально не менялось уже больше века. Чтобы понять принцип работы турбины, рассмотрим, как работает теплоэлектростанция — место, где ископаемое топливо (газ, уголь, мазут) превращается в электричество.

Сама по себе паровая турбина не работает, для функционирования ей нужен пар. Поэтому электростанция начинается с котла, в котором горит топливо, отдавая жар трубам с дистиллированной водой, пронизывающим котел. В этих тонких трубах вода превращается в пар.

Понятная схема работы ТЭЦ, вырабатывающей и электричество, и тепло для отопления домов. Источник: Мосэнерго

Турбина представляет собой вал (ротор) с радиально расположенными лопатками, словно у большого вентилятора. За каждым таким диском установлен статор — похожий диск с лопатками другой формы, который закреплён не на валу, а на корпусе самой турбины и потому остающийся неподвижным (отсюда и название — статор).

Пару из одного вращающегося диска с лопатками и статора называют ступенью. В одной паровой турбине десятки ступеней — пропустив пар всего через одну ступень тяжёлый вал турбины с массой от 3 до 150 тонн не раскрутить, поэтому ступени последовательно группируются, чтобы извлечь максимум потенциальной энергии пара.

На вход в турбину подаётся пар с очень высокой температурой и под большим давлением. По давлению пара различают турбины низкого (до 1,2 МПа), среднего (до 5 МПа), высокого (до 15 МПа), сверхвысокого (15—22,5 МПа) и сверхкритического (свыше 22,5 МПа) давления. Для сравнения, давление внутри бутылки шампанского составляет порядка 0,63 МПа, в автомобильной шине легковушки — 0,2 МПа.

Чем выше давление, тем выше температура кипения воды, а значит, температура пара. На вход турбины подается пар, перегретый до 550-560 °C! Зачем так много? По мере прохождения сквозь турбину пар расширяется, чтобы сохранять скорость потока, и теряет температуру, поэтому нужно иметь запас. Почему бы не перегреть пар выше? До недавних пор это считалось чрезвычайно сложным и бессмысленным —нагрузка на турбину и котел становилась критической.

Паровые турбины для электростанций традиционно имеют несколько цилиндров с лопатками, в которые подается пар высокого, среднего и низкого давления. Сперва пар проходит через цилиндр высокого давления, раскручивает турбину, а заодно меняет свои параметры на выходе (снижается давление и температура), после чего уходит в цилиндр среднего давления, а оттуда — низкого. Дело в том, что ступени для пара с разными параметрами имеют разные размеры и форму лопаток, чтобы эффективней извлекать энергию пара.

Но есть проблема — при падении температуры до точки насыщения пар начинает насыщаться, а это уменьшает КПД турбины. Для предотвращения этого на электростанциях после цилиндра высокого и перед попаданием в цилиндр низкого давления пар вновь подогревают в котле. Этот процесс называется промежуточным перегревом (промперегрев).

Цилиндров среднего и низкого давления в одной турбине может быть несколько. Пар на них может подаваться как с края цилиндра, проходя все лопатки последовательно, так и по центру, расходясь к краям, что выравнивает нагрузку на вал.

Вращающийся вал турбины соединён с электрогенератором. Чтобы электричество в сети имело необходимую частоту, валы генератора и турбины должны вращаться со строго определённой скоростью — в России ток в сети имеет частоту 50 Гц, а турбины работают на 1500 или 3000 об/мин.

Упрощённо говоря, чем выше потребление электроэнергии, производимой электростанцией, тем сильнее генератор сопротивляется вращению, поэтому на турбину приходится подавать бо́льший поток пара. Регуляторы частоты вращения турбин мгновенно реагируют на изменения нагрузки и управляют потоком пара, чтобы турбина сохраняла постоянные обороты. Если в сети произойдет падение нагрузки, а регулятор не уменьшит объём подаваемого пара, турбина стремительно нарастит обороты и разрушится — в случае такой аварии лопатки легко пробивают корпус турбины, крышу ТЭС и разлетаются на расстояние в несколько километров.

Как появились паровые турбины

Примерно в XVIII веке до нашей эры человечество уже укротило энергию стихии, превратив её в механическую энергию для совершения полезной работы — то были вавилонские ветряные мельницы. К II веку до н. э. в Римской империи появились водяные мельницы, чьи колёса приводились в движение нескончаемым потоком воды рек и ручьёв. И уже в I веке н. э. человек укротил потенциальную энергию водяного пара, с его помощью приведя в движение рукотворную систему.

Эолипил Герона Александрийского — первая и единственная на следующие 15 веков реактивная паровая турбина. Источник: American Mechanical Dictionary / Wikimedia

Греческий математик и механик Герон Александрийский описал причудливый механизм эолипил, представляющий собой закреплённый на оси шар с исходящими из него под углом трубками. Подававшийся в шар из кипящего котла водяной пар с силой выходил из трубок, заставляя шар вращаться. Придуманная Героном машина в те времена казалась бесполезной игрушкой, но на самом деле античный учёный сконструировал первую паровую реактивную турбину, оценить потенциал которой удалось только через пятнадцать веков. Современная реплика эолипила развивает скорость до 1500 оборотов в минуту.

В XVI веке забытое изобретение Герона частично повторил сирийский астроном Такиюддин аш-Шами, только вместо шара в движение приводилось колесо, на которое пар дул прямо из котла. В 1629 году схожую идею предложил итальянский архитектор Джованни Бранка: струя пара вращала лопастное колесо, которое можно было приспособить для механизации лесопилки.

Активная паровая турбина Бранка совершала хоть какую-то полезную работу — «автоматизировала» две ступки.

Несмотря на описание несколькими изобретателями машин, преобразующих энергию пара в работу, до полезной реализации было еще далеко — технологии того времени не позволяли создать паровую турбину с практически применимой мощностью.

Турбинная революция

Шведский изобретатель Густаф Лаваль много лет вынашивал идею создания некоего двигателя, который смог бы вращать ось с огромной скоростью — это требовалось для функционирования сепаратора молока Лаваля. Пока сепаратор работал от «ручного привода»: система с зубчатой передачей превращала 40 оборотов в минуту на рукоятке в 7000 оборотов в сепараторе. В 1883 году Лавалю удалось адаптировать эолипил Герона, снабдив-таки молочный сепаратор двигателем. Идея была хорошая, но вибрации, жуткая дороговизна и неэкономичность паровой турбины заставили изобретателя вернуться к расчетам.

Турбинное колесо Лаваля появилось в 1889 году, но его конструкция дошла до наших дней почти в неизменном виде.

Спустя годы мучительных испытаний Лаваль смог создать активную паровую турбину с одним диском. На диск с лопатками из четырех труб с соплами под давлением подавался пар. Расширяясь и ускоряясь в соплах, пар ударял в лопатки диска и тем самым приводил диск в движение. Впоследствии изобретатель выпустил первые коммерчески доступные турбины с мощностью 3,6 кВт, соединял турбины с динамо-машинами для выработки электричества, а также запатентовал множество новшеств в конструкции турбин, включая такую их неотъемлемую в наше время часть, как конденсатор пара. Несмотря на тяжёлый старт, позже дела у Густафа Лаваля пошли хорошо: оставив свою прошлую компанию по производству сепараторов, он основал акционерное общество и приступил к наращиванию мощности агрегатов.

Параллельно с Лавалем свои исследования в области паровых турбин вёл англичанин cэр Чарлз Парсонс, который смог переосмыслить и удачно дополнить идеи Лаваля. Если первый использовал в своей турбине один диск с лопатками, то Парсонс запатентовал многоступенчатую турбину с несколькими последовательно расположенными дисками, а чуть позже добавил в конструкцию статоры для выравнивания потока.

Турбина Парсонса имела три последовательных цилиндра для пара высокого, среднего и низкого давления с разной геометрией лопаток. Если Лаваль опирался на активные турбины, то Парсонс создал реактивные группы.

В 1889 году Парсонс продал несколько сотен своих турбин для электрификации городов, а еще пять лет спустя было построено опытное судно «Турбиния», развивавшее недостижимую для паровых машин прежде скорость 63 км/ч. К началу XX века паровые турбины стали одним из главных двигателей стремительной электрификации планеты.

Сейчас «Турбиния» выставляется в музее в Ньюкасле. Обратите внимание на количество винтов. Источник: TWAMWIR / Wikimedia

Турбины Toshiba — путь длиной в век

Стремительное развитие электрифицированных железных дорог и текстильной промышленности в Японии заставило государство ответить на возросшее электропотребление строительством новых электростанций. Вместе с тем начались работы по проектированию и производству японских паровых турбин, первые из которых были поставлены на нужды страны уже в 1920-х годах. К делу подключилась и Toshiba (в те годы: Tokyo Denki и Shibaura Seisaku-sho).

Первая турбина Toshiba была выпущена в 1927 году, она имела скромную мощность в 23 кВт. Уже через два года все производимые в Японии паровые турбины выходили из фабрик Toshiba, были запущены агрегаты с общей мощностью 7500 кВт. Кстати, и для первой японской геотермальной станции, открытой в 1966 году, паровые турбины также поставляла Toshiba. К 1997 году все турбины Toshiba имели суммарную мощность 100000 МВт, а к 2017 поставки настолько возросли, что эквивалентная мощность составила 200000 МВт.

Такой спрос обусловлен точностью изготовления. Ротор с массой до 150 тонн вращается со скоростью 3600 оборотов в минуту, любой дисбаланс приведёт к вибрациям и аварии. Ротор балансируется с точностью до 1 грамма, а геометрические отклонения не должны превышать 0,01 мм от целевых значений. Оборудование с ЧПУ помогает снизить отклонения при производстве турбины до 0,005 мм — именно такая разница с целевыми параметрами среди сотрудников Toshiba считается хорошим тоном, хотя допустимая безопасная погрешность на порядок больше. Также каждая турбина обязательно проходит стресс-тест при повышенных оборотах — для агрегатов на 3600 оборотов тест предусматривает разгон до 4320 оборотов.

Удачное фото для понимания размеров ступеней низкого давления паровой турбины. Перед вами коллектив лучших мастеров завода Toshiba Keihin Product Operations. Источник: Toshiba

Эффективность паровых турбин

Паровые турбины хороши тем, что при увеличении их размеров значительно растёт вырабатываемая мощность и КПД. Экономически гораздо выгодней установить один или несколько агрегатов на крупную ТЭС, от которой по магистральным сетям распределять электричество на большие расстояния, чем строить местные ТЭС с малыми турбинами, мощностью от сотен киловатт до нескольких мегаватт. Дело в том, что при уменьшении габаритов и мощности в разы растёт стоимость турбины в пересчёте на киловатт, а КПД падает вдвое-втрое.

Электрический КПД конденсационных турбин с промперегревом колеблется на уровне 35-40%. КПД современных ТЭС может достигать 45%.

Если сравнить эти показатели с результатами из таблицы, окажется, что паровая турбина — это один из лучших способов для покрытия больших потребностей в электричестве. Дизели — это «домашняя» история, ветряки — затратная и маломощная, ГЭС — очень затратная и привязанная к местности, а водородные топливные элементы, про которые мы уже писали — новый и, скорее, мобильный способ выработки электроэнергии.

Интересные факты

Самая мощная паровая турбина: такой титул могут по праву носить сразу два изделия — немецкая Siemens SST5-9000 и турбина производства ARABELLE, принадлежащей американской General Electric. Обе конденсационных турбины выдают до 1900 МВт мощности. Реализовать такой потенциал можно только на АЭС.

Рекордная турбина Siemens SST5-9000 с мощностью 1900 МВт. Рекорд, но спрос на такие мощности очень мал, поэтому Toshiba специализируется на агрегатах с вдвое меньшей мощностью. Источник: Siemens

Самая маленькая паровая турбина была создана в России всего пару лет назад инженерами Уральского федерального университета — ПТМ-30 всего полметра в диаметре, она имеет мощность 30 кВт. Малютку можно использовать для локальной выработки электроэнергии при помощи утилизации избыточного пара, остающегося от других процессов, чтобы извлекать из него экономическую выгоду, а не спускать в атмосферу.

Российская ПТМ-30 — самая маленькая в мире паровая турбина для выработки электричества. Источник: УрФУ

Самым неудачным применением паровой турбины стоит считать паротурбовозы — паровозы, в которых пар из котла поступает в турбину, а затем локомотив движется на электродвигателях или за счет механической передачи. Теоретически паровая турбина обеспечивала в разы больший КПД, чем обычный паровоз. На деле оказалось, что свои преимущества, как то высокая скорость и надежность, паротурбовоз проявляет только на скоростях выше 60 км/ч. При меньшей скорости движения турбина потребляет чересчур много пара и топлива. США и европейские страны экспериментировали с паровыми турбинами на локомотивах, но ужасная надежность и сомнительная эффективность сократили жизнь паротурбовозов как класса до 10-20 лет.

Угольный паротурбовоз C&O 500 ломался почти каждую поездку, из-за чего уже спустя год после выпуска был отправлен на металлолом. Источник: Wikimedia

Источник