Характеристика нагнетателей и тепловых двигателей

2.15 Конденсационные установки паровых турбин

Конденсатор ? теплообменный аппарат, предназначенный для конденсации отработавшего в турбине пара при низком давлении. Конденсация пара происходит при соприкосновении его с поверхностью, температура которой ниже, чем температура насыщения при данном давлении в конденсаторе. Конденсация пара сопровождается выделением теплоты, затраченной ранее на испарение жидкости, которая отводится при помощи охлаждающей среды.

Конденсационная установка паровой турбины состоит из собственно конденсатора и дополнительных устройств, обеспечивающих его работу (рис.17.).

Рис. 17 Схема конденсационной установки

Подача охлаждающей воды в конденсатор осуществляется циркуляционным насосом.

Конденсатные насосы служат для откачки из нижней части конденсатора 1 конденсата и подачи его в систему регенеративного подогрева питательной воды.

Воздухоотсасывающее устройство (эжектор) предназначено для удаления воздуха, поступающего в турбину и конденсатор вместе с паром и через неплотности фланцевых соединений.

Теоретической основой обеспечения низкого давления пара в конденсаторе является однозначная связь между давлением и температурой конденсирующейся среды. Поскольку температура конденсации определяется климатическими условиями и составляет 25-45, то в конденсаторе поддерживается низкое давление, составляющее в зависимости от режима 3-10 кПа. Чем ниже температура и больше расход охлаждающей среды, тем более глубокий вакуум можно получить в конденсаторе. Образующийся конденсат стекает в нижнюю часть корпуса конденсатора, а затем в конденсатосборник.

Кроме того, в конденсатор обычно направляют конденсат из коллекторов дренажей паропроводов, уплотнений, некоторых подогревателей и вводят добавку химически очищенной воды для восполнения потерь конденсата в цикле.

2.16 Регенеративный подогрев питательной воды

Потери теплоты с охлаждающей водой в конденсаторе турбины прямо пропорциональны количеству отработавшего пара, поступающего в конденсатор. Расход пара в конденсаторе можно значительно уменьшить (на 30-40%) путем отбора его для подогрева питательной воды из нескольких ступеней турбины после того, как он произвел работу в предшествующих ступенях. Такой подогрев питательной воды называется регенеративным.

Простейшая схема реализации этого принципа представлена на рис.18. Здесь питательная вода прокачивается насосом через трубную систему подогревателя, обогреваемую снаружи паром, отбираемым из турбины. Конденсат греющего пара возвращается в конденсатор.

Рассмотрим те преимущества, которые дает регенеративный цикл.



Рис. 18 Схема турбинной установки с одной ступенью регенеративного подогрева

Известно, что из всего количества тепла подводимого к конденсационной турбине, только 25-30% превращается в механическую работу; 65 - 70% уносится охлаждающей водой конденсатора, а около 5% возвращается в котел с идущим на его питание конденсатом. Выгодность применения регенеративного цикла основана на том, что теплота отбираемого пара (количество которого составляет от 10 до 30% общего расхода пара) используется полностью, включая теплоту конденсации.

При правильном выборе мест отбора пара можно получить 5-8% экономии в расходе топлива. Поэтому современные турбины выполняются с регенеративными отборами пара, количество которых в зависимости от мощности составляет от 1 до 9.

2.17 Турбины предельной мощности

Предельной мощностью конденсационной турбины можно назвать ту наибольшую мощность, на которую она может быть сконструирована и построена при заданных параметрах пара и числе оборотов.

Уравнение мощности однопоточной конденсационной турбины приближенно подсчитывают по формуле



где - расход пара в конденсатор однопоточной турбины; т - коэффициент, учитывающий выработку мощности потоками пара, направляемыми в регенеративные отборы.

Из этого уравнения следует, что мощность турбины зависит главным образом от расхода пара, так как определяется параметрами пара, а изменяются в сравнительно небольших пределах.

Рис. 19 Схема двухпоточного ЦНД

Для турбины конденсационного типа величина расхода пара лимитируется размерами рабочих лопаток последней ступени, т.к. эта ступень работает с наибольшим объёмным расходом пара. Однако, по условиям механической прочности от действий центробежных сил увеличение длины лопаток допустимо только до известного предела (l?1м), что лимитирует расход пара и соответственно предельную мощность турбины.

Если требуется пропустить через турбину больше пара, а дальнейшее увеличение длины лопаток невозможно, то при достижении расширяющимся паром определённого объёма его разделяют на несколько потоков. В простейшем случае таких потоков будет два и их конструктивно объединяют в отдельный двухпоточный цилиндр низкого давления (ЦНД), схема которого показана на рис.19.

В уникальной турбине K-1200-240 ЛМЗ, последний ряд лопаток изготовлен из титанового сплава и имеет длину 1200 мм. Предельная мощность одного потока этой турбины составляет 200 МВт.

Рис. 20 Потоки пара в турбине К-1200-240

Общая мощность турбины, равная в 1200 МВт, достигнута за счет применения шести параллельных потоков пара, поступающих в конденсатор (рис.20), при этом на пути каждого потока в ЦНД выполняют одинаковые турбинные ступени. Таким образом, увеличение числа потоков пара в конденсатор является одним из способов повышения предельной мощности турбины.

Однако увеличение числа потоков пара в конденсатор ограничено, так как турбину более чем из пяти цилиндров изготовить в настоящее время не удается. Поэтому для турбин перегретого пара предельное число потоков в конденсатор равно шести, а число ЦНД - трем.

К многоцилиндровой конструкции естественным путем приводит также и необходимость в использование промежуточного перегрева пара, когда пар выводится из турбины в котел и затем возвращается в турбину. Конструктивно это проще всего осуществить, выполняя раздельно цилиндр высокого (ЦВД) и среднего давлений (ЦСД).

2.18 Уравновешивание осевых усилий в турбине

Надёжность работы турбины в большой мере зависит от работоспособности упорного подшипника, который воспринимает результирующее осевое усилие, действующее на ротор. Осевое усилие зависит от распределения давления пара по поверхностям ротора. Для определения осевого усилия ротор обычно разделяют на участки. Характерным является участок ротора в пределах одной ступени.

Радикальным способом уменьшения осевого усилия является использование симметричной (двухпоточной) конструкции цилиндров, показанной раннее на рис.19. Однако двухпоточная конструкция неприменима при малых объемных пропусках пара.

Рис. 21 Схема разгрузки упорного подшипника в двухцилиндровой турбине

В конденсационных турбинах без промежуточного перегрева пара уравновешивание осевых усилий производится за счет противоположного направления потоков в соседних цилиндрах (рис.21).

В турбинах с промежуточным перегревом пара уравновешивание этим способом при переходных режимах осуществлять нельзя. Здесь роторы ЦВД и ЦСД должны быть уравновешены каждый индивидуально. Обычно это обеспечивается разгрузочным поршнем (см.рис.9).

Как правило, в турбинах активного типа разгрузочный поршень имеет небольшой диаметр, в турбинах же реактивного типа, где усилие R очень велико, разгрузочный поршень выполняется большого диаметра, сравнимого с диаметром ступеней турбины.



2.19 Поддержание заданного режима работы турбины

В подавляющем большинстве случаев паровые турбины в энергетике используются в качестве двигателей для привода синхронных электрических генераторов.

Так как вырабатываемая электрическая энергия нигде в энергосистеме не аккумулируется, то ее производство в любой момент времени должно соответствовать потреблению. Критерием этого соответствия является постоянство частоты сети - параметра, значение которого в установившемся режиме одинаково для любой точки энергосистемы. Номинальное значение частоты сети равно 50 Гц и должно поддерживаться с высокой точностью.

Частота электрического тока в энергосистеме в соответствии с Правилами технической эксплуатации должна непрерывно поддерживаться на уровне (50 ± 0,2) Гц. Даже временно допускается отклонение частоты только в пределах ±0,4 Гц.

Требование постоянства частоты определяет одну из основных задач регулирования турбины: сохранение частоты вращения ротора турбогенератора постоянной и близкой к номинальной, несмотря на изменения нагрузки.

Для выполнения этой и ряда других задач паровые турбины снабжаются системами автоматического регулирования.

В турбинах с автоматическим регулированием органы парораспределения связаны с регулятором числа оборотов турбины, т. е. с регулятором скорости. Передача импульса от изменения числа оборотов турбины к парораспределительным органам осуществляется механическим, гидравлическим и другими способами.



2.20 Система защиты турбины

Система защиты турбины должна предотвратить аварию турбоагрегата или, если она возникла, ограничить её развитие, прекратив поступление пара в турбину быстрым закрытием стопорных и регулирующих клапанов. Система защиты является последней ступенью управления оборудованием турбоустановки.

Система защиты срабатывает и дает команду на отключение турбины при недопустимых:

частотах вращения ротора;

осевого сдвига ротора;

падениях давления масла в линии смазки подшипников;

* повышениях давления (падении вакуума) в конденсаторе;

* уровнях вибрации подшипников турбоагрегата

и некоторых дрyгиx нарушениях режима работы.

Защита по повышению частоты вращения. Из всех защит турбины самой ответственной является защита от разгона (от недопустимого повышения частоты вращения). Это связано с тем, что разрушение турбины центробежными силами является одной из тяжелейших аварий на электростанции, влекущей за собой полный выход из строя оборудования, серьезные повреждения здания и другие тяжелые последствия.

Безопасность турбины при значительном повышении частоты вращения обеспечивается двумя независимыми системами - регулирования и защиты. Правильно спроектированная и нормально функционирующая система регулирования турбины должна обладать таким быстродействием, чтобы даже в случае полного сброса нагрузки с отключением турбогенератора от сети не допустить повышения частоты вращения ротора до уровня настройки защиты от разгона. Другими словами, система регулирования после сброса полной нагрузки должна удержать турбину на холостом ходу.

Защита по осевому сдвигу. Возрастание осевого усилия до уровня, превышающего несущую способность упорного подшипника, приводит к выплавлению баббитовой заливки на колодках подшипника, сопровождающемуся осевым сдвигом ротора. При достижении им заданной установки реле осевого сдвига (РОС) немедленно отключает турбину, чтобы не допустить тяжелого повреждения её проточной части.

Защита по давлению в системе смазки. При падении давления в системе смазки до первого предела подается предупредительный сигнал, автоматически включаются резервный маслонасос переменного тока и аварийный маслонасос постоянного тока. Если это не приводит к восстановлению давления и оно продолжает падать, то при достижении второго предела защита отключает турбину.

Защита по вакууму в конденсаторе. Тяжелым нарушением режима работы является глубокое падение вакуума в конденсаторе, сопровождающееся повышением температуры выходных патрубков ЦНД и в паровом пространстве конденсатора. При этом нарушается центровка, растет вибрация, резко возрастают динамические напряжения в рабочих лопатках последней ступени.

При повышении абсолютного давления в конденсаторе до первого предела подается предупредительный сигнал, при достижении второго предела защита отключает турбину.

Современные типы энергетических турбин

Для обозначения типов паровых турбин ГОСТ предусматривает специальную маркировку, состоящую из буквенной и числовой частей.

Буквенная часть характеризует следующие типы турбин:

К - конденсационная; Т - теплофикационная с отопительным отбором пара;

П - теплофикационная с производственным отбором пара для промышленного потребителя; ПТ - теплофикационная с производственным и отопительным регулируемыми отборами пара; Р - с противодавлением; ПР - теплофикационная с производственным отбором и противодавлением; ТР - теплофикационная с отопительным отбором и противодавлением; ТК - теплофикационная с отопительным отбором и большой конденсационной мощностью; КТ- теплофикационная с отопительными отборами нерегулируемого давления.

Сразу за буквенным обозначением турбины находится число, указывающее номинальную мощность в мегаваттах. Если необходимо указать и максимальную мощность турбины, то ее значение приводят через косую черту. При этом под номинальной мощностью понимается наибольшая мощность, которую турбина должна развивать длительное время при номинальных значениях всех основных параметров, а под максимальной - то же, но при отсутствии отборов пара для внешних потребителей теплоты.

Следующее число указывает номинальное давление пара перед турбиной в мегапаскалях; для теплофикационных турбин далее через косую черту указывают давление в отборах или противодавление в мегапаскалях. Наконец последняя цифра, если она имеется, указывает номер модификации турбины, принятый на заводе-изготовителе. Приведем несколько примеров обозначений турбин.

Турбина К-210-12,8-З - типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2), третьей модификации.

Турбина П-6-З,4/0,5 - типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с начальным абсолютным давлением пара З,4 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,5 МПа.

Турбина T-110/120-12,8 - типа Т, номинальной мощностью 110 МВт и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа.

Турбина ПТ-25/30-8,8/0,1 - типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 8,8 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,1 МПа.

Турбина P-100/105-12,8/1,45 - типа Р, номинальной мощностью 100 МВт, 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.

2.21 Общее устройство газотурбинной установки

Газотурбинной установкой называют тепловой двигатель, состоящий из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины (рис.24). Принцип действия ГТУ сводится к следующему.

Рис. 24 Схема газотурбинной установки

Из атмосферы воздух забирают компрессором К, после чего при повышенном давлении его подают в камеру сгорания КС, куда одновременно подводят жидкое топливо топливным насосом ТН или газообразное топливе от газового компрессора. В камере сгорания воздух разделяется на два потока: один поток в количестве, необходимом для сгорания топлива, поступает внутрь жаровой трубы ЖТ; второй - обтекает жаровую трубу снаружи и подмешивается к продуктам сгорания для понижения их температуры. Процесс сгорания в камере происходит при постоянном давлении. Получающийся после смешения газ поступает в газовую турбину Т, в которой, расширяясь, совершает работу, а затем выбрасывается в атмосферу.

Развиваемая газовой турбиной мощность частично расходуется на привод компрессора, а оставшаяся часть является полезной мощностью газотурбинной установки.

В отличие от паротурбинной установки полезная мощность ГТУ составляет только 30?50 % мощности турбины. Долю полезной мощности можно увеличить, повысив температуру газа перед турбиной или снизив температуру воздуха, засасываемого компрессором. В первом случае возрастает работа расширения газа в турбине, во втором - уменьшается работа, затрачиваемая на сжатие воздуха в компрессоре. Оба способа приводят к увеличению доли полезной мощности.

Эффективность ГТУ в сравнении с другими тепловыми двигателями обнаруживается только при высокой температуре газа. Поэтому простой по принципу действия газотурбинный двигатель стали применять в промышленности позднее других тепловых двигателей, после того как был достигнут прогресс в технологии получения жаропрочных материалов.

В последние годы газотурбинные установки получает все более широкое применение в различных отраслях промышленности.

На компрессорных станциях магистральных газопроводов ГТУ используются в качестве двигателей для привода газоперекачивающего компрессора. Топливом служит природный газ, отбираемый из магистральной линии.

В стационарной энергетике на тепловых электрических станциях применяются газотурбинные установки различного типа и назначения. ГТУ пикового назначения работают в периоды максимума потребления электрической энергии. Резервные ГТУ обеспечивают собственные нужды ТЭС в период, когда основное оборудование не эксплуатируется.

2.22 Особенности газовых турбин

По принципу действия газовая турбина аналогична паровой турбине, однако имеет следующие существенные особенности.

? Газовые турбины могут быть выполнены и, как правило, выполняются для работы при более высокой температуре рабочей среды (газа) по сравнению с максимальной температурой пара в паровой турбине. Такая особенность обусловлена двумя обстоятельствами.

Во-первых, наиболее горячие элементы ГТУ такие как лопатки и детали камеры сгорания сравнительно легко могут быть выполнены охлаждаемыми. Во-вторых, для горячих деталей ГТУ могут быть применены и применяются жаропрочные материалы.

Охлаждение производится сжатым воздухом, который подаётся от компрессора по специальным каналам в роторе к лопаткам.

? Газовые турбины малоступенчаты. Мощные энергетические газовые турбины обычно имеют не более пяти ступеней, в то время как паровые турбины многоступенчаты: число ступеней в конденсационных и теплофикационных турбинах обычно более 20.

Это объясняется тем, что оптимальный теплоперепад ступени газовой турбины существенно выше среднего теплоперепада ступени паровой турбины.

Итак, малоступенчатость газовых турбин обусловлена, во-первых, меньшим общим их теплоперепадом, во-вторых, большими значениями оптимального теплоперепада ступени газовой турбины.

Однако, несмотря на более высокую температуру газа по сравнению с температурой пара, общий теплоперепад газовой турбины в 2-3 раза меньше общего теплоперепада конденсационной паровой турбины.

? Экономичность ГТУ существенно зависит от КПД турбины изменение зт на 1% ведёт к изменению в ту же сторону КПД ГТУ на 2-3 % , а не на 1 %, как это происходит в паротурбинной установке, т.е. повышение экономичности газовой турбины даёт относительно больший эффект, чем повышение КПД паровых турбин.

Поэтому при проектировании газовой турбины применяются совершенные методы газодинамического расчета, позволяющие выбрать оптимальные формы и минимизировать аэродинамические потери в элементах её проточной части.

2.23 Анализ эффективности работы ГТУ

Эффективность работы ГТУ определяется двумя главными факторами: степенью повышения давления компрессором е и степенью повышения температуры компрессором и камерой сгорания ф. Эти факторы описываются соотношениями

,

где pa и Ta атмосферные параметры давления и температуры; и Tc давление и температура в турбине.

Специальный анализ позволяет устанавливать зависимость КПД конкретной газовой турбины от отношений давлений и температур.

Характерный вид этих зависимостей приведен на рис.25.

Как видно с ростом параметра ф увеличиваются максимальное значение з и оптимальное отношение давлений, т.е. такое отношение давлений, при которых КПД достигает максимума.

Значение оптимального отношения давлений может быть найдено аналитически из условия dз / dе = 0. Однако при проектировании ГТУ всегда имеется необходимость в построении графика зависимости з = з(е) при заданном отношении температур с целью определения экономически целесообразного отношения давлений.

Рис. 25 График зависимости КПД от отношений давлений и температур

2.24 Конструктивные схемы энергетических ГТУ

Конструктивная кинематическая схема газотурбинной установки (ГТУ) зависит от параметров термодинамического цикла, наличия промежуточного охлаждения воздуха, ступенчатого сжигания топлива, применения регенеративного подогрева циклового воздуха и др.

В то же время ряд современных энергетических ГТУ имеют простое техническое решение, основанное на наличии общего ротора у компрессора и ГТ (см. рис.24). Конструкторы таких установок по возможности отказываются от промежуточного подшипника и разделения валов компрессора и ГТ для упрощения конструкции ГТУ.

В простых по конструкции энергетических ГТУ, где частота вращения системы «турбина - компрессор - генератор» постоянна, регулирование мощности возможно главным образом путём снижения температуры газового потока, что неблагоприятно сказывается на КПД.

Более экономичными в широком диапазоне регулирования мощности являются многовальные ГТУ, в которых реализуется принцип многоступенчатого сжатия воздуха и многоступенчатого расширения газа. Пример такой конструктивной схемы ГТУ показан на рис.26.

Здесь агрегат высокого давления, включающий КВД и ТВД, выполнен с полым валом, что позволяет пропустить через него вал агрегата низкого давления, состоящего из КНД и ТНД. Электрогенератор подключают обычно с холодной стороны компрессора низкого давления.

Рис. 26 Пример схемы многовальной ГТУ

ЭГ- электрогенератор; КНД, КВД - компрессоры низкого и высокого давления; ТВД, ТНД - газовые турбины высокого и низкого давления; КС - камера сгорания; Т - топливо

Возможны технические решения, когда в конструктивной схеме предусматривают отдельную силовую газовую турбину, которая приводит в действие электрогенератор или подключение электрогенератора к ГТ низкого давления.

При наличии двух компрессоров КНД и КВД первые ступени их имеют входные и поворотные направляющие аппараты, что само по себе обеспечивает высокий КПД ГТУ при частичных нагрузках.

В многовальных конструкциях ГТУ для поддержания валов требуется несколько (более двух) подшипниковых узлов, часть которых вынужденно располагаются во внутренней полости газотурбинного блока, что осложняет их контроль и обслуживание.

В заключение отметим, что выбор той или иной конструктивной схемы энергетической ГТУ это всегда компромисс между простотой и удобством эксплуатации с одной стороны и экономичностью с другой стороны.

2.25 Устройство камер сгорания

Существующие камеры сгорания по конструктивному исполнению и месту размещения можно разделить на следующие основные типы: индивидуальные, секционные (многoтpубчатые) и кольцевые.

Рис. 27 Цилиндрическая камера сгорания

В цилиндрической индивидуальной камере сгорания (Рис.27) воздух разделяется на два потока: первичный и вторичный. Первичный воздух поступает через направляющее устройство 1 в пламенную трубу 4, куда через форсунку 2 (или горелку) подается топливо. Расход первичного воздуха регулируется в зависимости от расхода топлива поворотом лопаток направляющего устройства 1, что осуществляется посредством специального механизма управления.

Вторичный (охлаждающий) воздух пропускается через кольцевое пространство между пламенной трубой 4 и корпусом 3 камеры сгорания. При движении он интенсивно охлаждает стенки трубы и корпуса. Выходя из кольцевого пространства, вторичный воздух попадает в объем А, где смешивается с продуктами сгорания, понижая тем самым их температуру до заданного значения.

Для уменьшения закрутки газового потока на выходе из камеры в пламенной трубе имеются лопатки 5, закручивающие поток вторичного воздуха в направлении, обратном тому, которое придаётся первичному воздуху.

К преимуществам индивидуальных цилиндрических камер сгорания относятся простота конструкции и сравнительно малые потери давления, составляющие 1,53,0%. Основными недостатками этих камер являются большие масса и габариты.

Рис.28. Кольцевая камера сгорания

В кольцевых камерах сгорания (Рис.28) зона горения 1 имеет форму кольцевой полости, которая образуется цилиндрами 1 и 2 с расположенными в них пламенными трубами 3.

Кольцевые камеры компактны, но сложны в изготовлении и труднодоступны для осмотра в ходе эксплуатации.

Общая компоновка ГТУ определяется не только использованной конструктивной схемой, т.е. количеством валов, числом компрессоров и турбин, но и размещением камеры сгорания, которое может быть внутренним осевым и внешним выносным.

Осевое размещение обеспечивает компоновку корпусов в одну линию, когда компрессор, камера сгорания и турбина расположены на одной оси; причем такое размещение выполняется даже для двухвальных установок, когда оба вала имеют разную частоту вращения. В этом случае потери давления при переходе газа из одного агрегата в другой получаются минимальными.

При внешнем размещении камеры сгорания естественно возрастают аэродинамические потери в результате поворотов газового потока. Однако благодаря свободному доступу к камере сгорания облегчается её обслуживание и ремонт.

2.26 Парогазотурбинные установки на тепловых электростанциях

На тепловых электростанциях ГТУ применяются в качестве пиковых, полупиковых и базовых агрегатов, резервных двигателей и, в частности, для покрытия собственных нужд станции.

Рис. 29 Схема ГТУ с паровой турбиной

Наибольшее развитие в последние годы приобретает применение ГТУ в комплекте с паротурбинными установками, а также для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Совершенствование ГТУ, в первую очередь освоение высоких температур газа (до 13001500 и повышение единичной мощности (250 300 МВт и выше), позволяет рассматривать ГТУ как весьма перспективный двигатель для тепловых электростанций. КПД собственно ГТУ пока не достигает значений полученных на крупных современных паротурбинных электростанциях, однако в сочетании с паротурбинной установкой ГТУ образует парогазотурбинную установку (парогазовую установку), которая может быть реализована во многих вариантах. Некоторые типы таких комбинированных установок достигают рекордных значений КПД среди всех тепловых двигателей (до 60%).

В парогазотурбинной установке теплота уходящих газов используется для подогрева воды и образования пара в котле-утилизаторе (КУ). Пар из КУ поступает в паровую турбину паротурбинной установки. Паровая турбина вырабатывает дополнительную мощность, и тем самым повышается КПД всей комбинированной парогазовой установки утилизационного типа (ПГУ-У), поскольку для выработки дополнительной мощности не расходуется дополнительное топливо сверх того, что подано в камеру сгорания.

Принципиальная схема ПГУ-У представлена на рис.29. Установки ПГУ-У служат дня выработки электрической энергии с наиболее высоким КПД из всех существующих тепловых двигателей. Уходящие газы покидают КУ с невысокой температурой (90-120).

2.27 Принцип действия ДВС

Двигатель внутреннего сгорания (ДВС) - тепловой двигатель, внутри которого происходит сжигание топлива и преобразование части выделившейся теплоты в механическую работу.

Рис. 30 Схема ДВС



Образующиеся при сгорании топлива высокотемпературные газы (рис.30) оказывают давление на поршень 6 и перемещают его. Поступательное движение поршня через шатун 7 передается установленному в картере коленчатому валу 8 и таким образом преобразуется во вращательное движение.

В связи с возвратно-поступательным движением поршня 6 сгорание топлива в поршневых двигателях происходит периодически (циклично) определенными порциями, причем сгоранию каждой порции предшествует ряд подготовительных процессов. Свежий заряд поступает в цилиндр через впускной клапан 3, а продукты сгорания удаляются через выпускной клапан 4.

Продукты сгорания несут значительное количество тепловой энергии, которую целесообразно использовать в газовой турбины с компрессором для повышения давления на впуске в ДВС. Увеличение наполнения цилиндров двигателя воздухом путем повышения давления на впуске называют наддувом.

Широкое применение ДВС в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и стационарной энергетике обусловлено рядом их положительных качеств. Это, прежде всего, высокая экономичность, достаточно большой срок службы и надежность в эксплуатации

Наряду с преимуществами ДВС следует отметить их недостатки. Это ограниченная по сравнению, например, с паровыми и газовыми турбинами агрегатная мощность, относительно высокий уровень шума, токсичность выпускных газов, а также возвратно-поступательное движение поршня, ограничивающее частоту вращения и являющееся причиной появления неуравновешенных сил инерции и моментов от них.

В стационарной теплоэнергетике ДВС используются на небольших электростанциях (мощностью в несколько киловатт), а также достаточно мощных аварийных и передвижных энергоустановках. В мировой практике известны случаи строительства электростанций мощностью до 100 тыс. кВт, оборудованных дизелями.

2.28 Виды рабочих циклов ДВС

Рабочий цикл любого поршневого двигателя внутреннего сгорания может быть выполнен по одной из двух схем с внешним и внутренним смесеобразованием.

По первой схеме рабочий цикл осуществляется следующим образом. Топливо и воздух в определенных соотношениях, необходимых для полного сгорания топлива, хорошо перемешиваются вне цилиндра двигателя и образуют горючую смесь. Полученная смесь поступает в цилиндр (впуск), после чего подвергается сжатию до давления p=10…18 бар и при этом температура повышается до Т=470…680 оК. Такая степень сжатия ограничена температурой самовоспламенения.

Рис. 31 Схемы рабочих циклов ДВС с внешним (а) и внутренним (б) смесеобразованием

Подготовленная горючая смесь воспламеняется в цилиндре обычно от электрической искры. Вследствие быстрого сгорания смеси в цилиндре резко повышаются температура и давление, под воздействием которого происходит перемещение поршня в цилиндре. В процессе расширения, нагретые до высокой температуры газы, совершают полезную работу. Давление, а вместе с ним и температура газов в цилиндре при этом понижаются.

После процесса расширения следует очистка цилиндра от продуктов сгорания (выпуск) и рабочий цикл повторяется.

В рассмотренной схеме подготовка смеси воздуха с топливом, т. е. процесс смесеобразования, происходит в основном вне цилиндра, поэтому двигатели, работающие по этой схеме, называют также двигателями с внешним смесеобразованием.

По второй схеме с внутренним смесеобразованием рабочий цикл осуществляется следующим образом.

Рабочий цилиндр заполняется не смесью, а воздухом (впуск), который подвергается сжатию до давления p=30…60 бар и при этом температура повышается до Т=900…1100 оК. В конце процесса сжатия в цилиндр через форсунку под большим давлением впрыскивается топливо. Мелко распылённое топливо под действием горячего воздуха нагревается и самовоспламеняется.

В результате более высокой степени сжатия, допустимой при работе двигателя по данной схеме, достигается более высокий КПД.

Для двигателей с внутренним смесеобразованием могут быть использованы все виды жидкого и газообразного топлива. В подавляющем большинстве эти двигатели работают на жидком топливе. Двигатели, в которых воспламенение топлива происходит в результате высокого сжатия, называют также двигателями с воспламенением от сжатия или дизелями.

2.29 Основные параметры и характеристики ДВС

Как это понятно из приведённых описаний циклов, действительные циклы ДВС не являются замкнутыми, а процессы подвода тепла совершаются по достаточно сложным законам, трудно поддающимся инженерному расчёту. Поэтому действительные циклы принято идеализировать путём замены реальных процессов некоторыми условными простыми процессами, обеспечивающими термодинамические расчёты с достаточной для практики точностью.

Рис. 32 Смешанный цикл в p-V диаграмме

Для современных ДВС наибольший интерес представляет так называемый смешанный цикл, который в виде p-V диаграммы приведен на рис.32. Линиями обозначены: а - с ? адиабатное сжатие в цилиндре поршневого двигателя; c-z1? подвод тепла при постоянном объеме; z1-z ? подвод тепла при постоянном давлении; z-b ? адиабатное расширение в цилиндре двигателя; b-a ? отвод тепла q2 при постоянном объеме.

Для описания и расчётов цикла используют следующие безразмерные характеристики:

? степень сжатия

? степень повышения давления

,

? степень предварительного расширения



,

Среднестатистические значения величин и наиболее удачных двигателей приводятся в справочной литературе.

Известно, что площадь цикла на р-V диаграмме определяет индикаторную (без учёта внешних потерь энергии) работу Li за цикл:

,

где работа продуктов сгорания в процессах расширения; работа на сжатие рабочего тела в процессах сжатия.

Конечно же индикаторная работа или мощность всегда меньше того количества энергии, которое получается при сжигании топлива. Все процессы в цилиндре сопровождаются теплопотерями в окружающую среду, а также интенсивным движением газа, и значит потерями, вызываемыми внутренним трением.

2.30 Технические системы ДВС

Топливная система дизелей включает агрегаты и отдельные детали, обеспечивающие подготовку и подачу топлива в соответствующем количестве в определенный период рабочего цикла в цилиндры двигателя.

В двигателях с принудительным зажиганием ? система, предназначенная для приготовления горючей смеси определенного состава и подачи ее в цилиндры в необходимом количестве, называется системой питания. При этом своевременное воспламенение рабочей смеси в цилиндре обеспечивается системой зажигания.

Смазочная система включает агрегаты и отдельные детали, обеспечивающие подготовку и надежный подвод масла ко всем трущимся, а также охлаждаемым маслом деталям на всех режимах работы двигателя.

Система охлаждения объединяет агрегаты и отдельные детали, обеспечивающие отвод теплоты от теплонапряженных деталей двигателя, нагревающихся от соприкосновения с горячими газами (? 2500°С и более) или вследствие трения, и поддержание их рационального температурного состояния на всех режимах работы двигателя.

Важную роль в поддержании невысокой средней температуры деталей играет жидкостное охлаждение.

Система пуска включает агрегаты и отдельные детали, создающие необходимую для начала работы двигателя частоту вращения коленчатого вала во всех предусмотренных эксплуатационных условиях.

Система нейтрализации выпускных газов чаще всего предусматривает снижение концентрации токсичных веществ воздействием на рабочий процесс и установку в выпускном трубопроводе нейтрализаторов и очистителей. В термических и каталитических нейтрализаторах происходят химические реакции, в результате чего уменьшается концентрация газовых компонентов токсичных веществ. Механические и водяные очистители применяют для очистки выпускных газов от механических частиц (сажи) и капелек масла. Последние используются редко.

Система очистки воздуха от пыли включает воздушные фильтры, которые при работе в условиях запыленности воздуха снижают износ деталей двигателя. Любой воздушный фильтр должен эффективно очищать воздух от пыли и обладать малым гидравлическим сопротивлением. По способу очистки воздуха фильтры делят на инерционные, фильтрующие и комбинированные.

Из других систем, применяющихся на современных двигателях, следует отметить систему регулирования и автоматизации, а также технической диагностики.



2.31 Комбинированные двигатели

Сочетание в одном силовом агрегате ДВС и газовой турбины образует так называемый комбинированный двигатель.

Рис. 31 Схема комбинированного двигателя

Существует много схем комбинированных двигателей. Так, в схеме, показанной на рис. 31, выпускные газы из поршневого двигателя с высокой температурой и давлением расширяются в газовой турбине 2, приводящей в действие компрессор 3, который засасывает воздух из атмосферы и под определенным давлением подает его через охладитель 4 в цилиндры поршневой части 1.

В охладителе понижается температура воздуха, вследствие чего возрастает его плотность.

Увеличение наполнения цилиндров двигателя воздухом путем повышения давления на впуске называют наддувом. При наддуве увеличивается свежий заряд, заполняющий цилиндр при впуске, по сравнению с зарядом воздуха в том же двигателе без наддува.

Энергия комбинированного двигателя передается потребителю через вал поршневой части или газовой турбины, а также обоими валами одновременно.

Поршневой ДВС и газовая турбина в составе комбинированного двигателя удачно дополняют друг друга: в первом наиболее эффективно в механическую работу преобразуется теплота малых объемов газов при высоком давлении, а в газовой турбине наилучшим образом используется теплота больших объемов газа низкого давления.

2.32 Эксплуатация двигателей

Процесс эксплуатации ДВС включает операции пуска, выхода на номинальный режим, регулирования, диагностирования технического состояния и выполнения ремонтных работ.

Пуск двигателя как ясно из его принципа действия возможен только в том случае, если коленчатый вал приводится во вращение вспомогательным устройством.

Наибольшее распространение имеют электрические системы пуска с питанием от аккумуляторной батареи. Они удобны в эксплуатации и требуют минимальных затрат на обслуживание.

Воздушный пуск применяют на дизелях средней и большой мощности. В системах воздушного пуска в цилиндры в такте расширения поступает сжатый воздух из пусковых баллонов и приводит в движение кривошипно-шатунный механизм.

Время подготовки двигателя к приему нагрузки после пуска связано с прогревом двигателя на режиме холостого хода. По условию надежности работа двигателей под нагрузкой разрешается при температуре воды и масла не ниже 40...45 °С.

2.33 Энергетические установки на базе ДВС

Для небольших энергетических объектов с комбинированной выработкой электричества и теплоты перспективны двигатели внутреннего сгорания нового поколения, работающие на природном газе. Такие газовые двигатели-генераторы имеют высокий КПД производства электроэнергии, низкий уровень выбросов вредных веществ, короткие сроки поставки «под ключ» и строительства. Эти машины изготовляют на базе освоенных конструкций дизельных двигателей с V-образным расположением цилиндров, число которых доходит до 18.

Переход к сжиганию в них только природного газа осуществлен таким образом, что давление газа может быть небольшим -- от 0,1 до 0,45 МПа. В рассматриваемых ДВС не требуются, как часто бывает при использовании ГТУ, дорогостоящие дожимные компрессоры, монтаж и эксплуатация которых создают ряд проблем.

До недавнего времени применение газовых двигателей сдерживалось высокой эмиссией оксидов азота NOx и оксида углерода СО. Использование новейших технологий позволили на новых ДВС снизить выбросы вредных оксидов азота до уровня 1,0?1,2 г/кВт•ч и оксидов углерода до 2?2,4 г/кВт•ч.

Газовые двигатели внутреннего сгорания выпускаются многими зарубежными фирмами, в первую очередь такие как «Вяртсиля» и «Катерпиллер».

Для этих ДВС характерны следующие эксплуатационные показатели. Вредные выбросы NOx не более 0,94 г/кВт•ч, а СО не более - 2,5 г/ кВт•ч при объёмной концентрации О2 в выходных газах 15%. Ресурс до капитального ремонта составляет не менее 100 000ч. Удельный расход смазочного масла находится в пределах 0,3--0,6 г/(кВт•ч) при сроке службы не менее 5000ч.

Любой из современных ДВС способен длительное время работать без снижения надежности при 40%-ной нагрузке. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции с газовыми ДВС составляет 1--3 %.

Газовые двигатели-генераторы по своей эффективности не уступают паросиловым установкам, хотя их единичная мощность позволяет создавать электростанции установленной мощностью только до 40 МВт.

Экзаменационные вопросы

1. Общие сведения о нагнетателях

2. Общие сведения о тепловых двигателях

3. Принципиальное устройство центробежной турбомашины

4. Принципиальное устройство осевой турбомашины

5. Основные рабочие параметры турбомашин

6. Теоретические характеристики турбомашин

7. Действительные характеристики турбомашин

8. Эксплуатационные характеристики турбомашин

9. Характеристика внешней сети

10.Работа турбомашины на внешнюю сеть

11. Законы пропорциональности

12. Классификация насосов

13. Природа явления кавитации

14. Допустимая высота всасывания насоса

15. Природа осевой силы в центробежном рабочем колесе

16. Способы уравновешивания осевой силы насосов

17. Общее устройство насоса типа К

18. Общее устройство насоса типа Д

19. Общее устройство насоса типа ЦНС

20. Грунтовые и песковые насосы

21.Особености насосов горячего водоснабжения

22. Питательные и конденсатные насосы

23. Циркуляционные и сетевые насосы

24. Назначение вентиляторных установок

25. Влияние дымовой трубы на режим работы вентилятора

26. Способы воздухоснабжения котельных агрегатов

27. Способы регулирования вентиляторов

28. Аэродинамические характеристики вентиляторов

29. Устройство вентиляторы общего назначения

30. Тягодутьевые машины тепловых станций

31. Общие сведения о компрессорах

32. Принцип действия центробежного компрессора

33. Термодинамика компрессорного процесса

34. Охлаждение компрессоров

35. Характеристики центробежных компрессоров

36. Классификация паровых турбин

37. Закономерности расширения пара в сопловом канале

38. Активный принцип работы пара в турбине

39. Реактивный принцип работы пара в турбине

40. Устройство простейшей активной турбины

41. Устройство активной турбина со ступенями скорости

42. Устройство активной турбины со ступенями давления

43. Устройство реактивной турбины

44 . Преобразование энергии в турбинной ступени

45.Процесс течения пара в турбинной ступени

46.Определение размеров соплового канала

47. Определение размеров рабочих лопаток

48. Потери в ступенях турбины

49. Маслоснабжение турбины

50. Регулирование мощности турбины

51. Конденсационные установки паровых турбин

52. Регенеративный подогрев питательной воды

53. Турбины предельной мощности

54. Уравновешивание осевых усилий в турбине

55. Поддержание заданного режима работы турбины

56. Система защиты паровой турбины

57.Устройство газотурбинной установки

58. Особенности газовых турбин

59. Анализ эффективности работы ГТУ

60. Конструктивные схемы энергетических ГТУ

61. Парогазотурбинные установки на тепловых электростанциях

62. Принцип действия ДВС

63. Виды рабочих циклов ДВС

64. Основные параметры и характеристики ДВС

65. Технические системы ДВС

66. Комбинированные двигатели

67. Эксплуатация ДВС

68. Энергетические установки на базе ДВС

Задачи

1. Обчислити потужність на валу насоса, якщо Н=1000м, Q=100 м3/годину і з= 0,8

2. Обґрунтуйте форму соплового каналу і розрахуйте швидкість виходу пари по наступним даним: тиск і температура перед соплом = 12бар и to = 300 0С; тиск за соплом 7,5 бар.

3. Обґрунтуйте форму соплового каналу і розрахуйте швидкість виходу пари по наступним даним: початковий тиск пари =12 бар; кінцевий 3 бар; температура пари 300 .

4. Знайдіть ККД насосної установки, яка працює з подачею Q = 300 м3/год. і напором H= 500 м, маючи потужність на двигуні Nд= 510 кВт.

5. Живильний насос типу ПЄ? 250?18, паспортна характеристика якого наведена, працює на паровий котел з тиском p = 16 МПа. Знайти продуктивність Q і коефіцієнт корисної дії з насосу та потужність двигуна N.



6. Вентилятор, паспортна характеристика якого наведена, працює на зовнішню мережу з коефіцієнтом опору R = 0,01 с2/м5. Знайти режим роботи вентилятора, тобто значення параметрів H, з і N . Розрахунки координат характеристики зовнішньої мережі вести починаючи з значення Q = 6000 м3/год

7. Розрахувати продуктивність відцентрового колеса турбомашини з зовнішнім діаметром D = 600 мм і шириною на виході b = 40 мм, якщо швидкість радіального руху потоку становить c = 200 м/c.

8. Розрахувати продуктивність осьового вентилятора з діаметром робочого колеса D = 800 мм і діаметром втулки d = 300 мм, якщо осьова швидкість потоку повітря становить c = 150 м/c.

9. Конденсатний насос працює з параметрами: Q1 = 150 м3/год, H1= 100 м і N1= 60 кВт. Визначити параметри Q2, H2 і N2, які відповідають збільшенню обертів ротора з n1=1500 об/хв до n2 = 3000 об/хв.

10. Турбомашина працює з параметрами Q1 = 250 м3/год, p1= 5 МПа і N1=260 кВт. Які значення будуть мати параметри Q2, p2 і N2, як що диаметр робочего колеса зменшити в 1.2 рази?

11. Оцініть тиск, який має шестиступеневий компресор (z = 6) з степеню підвищення тиску в кожній ступені е = 1,4. Атмосферний тиск на вході в компресор дорівнює p=100 кПа.

Размещено на Allbest.ru