Краткий исторический обзор развития турбин

Современная энергетика основывается на централизованной выработке электроэнергии. Устанавливаемые на электрических станциях генераторы электрического тока в подавляю­щем большинстве имеют привод от турбин. Доля электроэнергии, производимой в нашей стране тепловыми электростанциями, где почти всегда применяются паровые турби­ны, составляет 83 – 85%. Аналогичное соотно­шение характерно и для большинства других стран.

Основным приводом генераторов электроэнергии являются турбины (паровые)(85%). Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной ТЕС, АЭС, на кораблях военного и гражданского флота, для приводов насосов и так далее.

В течении XIX века различными изобретателями было выдвинуто много предложения для преобразований тепловой энергии в механическую с использованием скоростного напора вытекающей струи пара.

Наибольшее развитие паровые турбины как двигатель получили в конце XVIII столетия, когда в Швеции Густав Лаваль и в Англии Чарльз Парсонс начали работу по усовершенствованию паровой турбины.

Втурбине Лаваля, созданной в 1883 г., пар поступает в одно или несколько сопл, приобретает в них значи­тельную скорость и направляется на рабочие лопатки, расположенные на ободе диска, си­дящего на валу турбины

(рис. 1). Усилия, вызванные поворотом струи пара в каналах рабочей решетки, вращают диск и связанный с ним вал турбины. Отличительной особенно­стью этой турбины является то, что расшире­ние пара в соплах от начального до конечного давления происходит в одной ступени, что обусловливает очень высокие скорости потока пара. Преобразование кинетической энергии пара в механическую осуществляется без дальнейшего расширения пара лишь вследст­вие изменения направления потока в лопаточ­ных каналах.

Турбины, построенные по этому принципу, т.е. турбины, в которых весь процесс расши­рения пара и связанного с ним ускорения па­рового потока происходит в неподвижных соплах, получили название активных тур­бин. При разработке активных одноступенчатых турбин был решен ряд сложных вопрос, что имело чрезвычайно большое значение для дальнейшего развития паровых турбин.

Несмотря на ряд новых конструктивных решений, использованных в одноступенчатых активных турбинах, экономичность их была невысока. Кроме того, необходимость приме­нения редукторной передачи для снижения частоты вращения ведущего вала до уровня частоты вращения приводимой машины также тормозила в то время развитие одноступенча­тых турбин и в особенности увеличение их мощности. Поэтому одноступенчатые турбины Лаваля, получив в начале развития турбо­строения значительное распространение в ка­честве агрегатов небольшой мощности (до 500 кВт), в дальнейшее уступили место дру­гим типам турбин.

Рисунок 1 Диск и подвод пара в активной одноступенчатой турбине Лаваля

Турбина Парсона (1884 г.) существенно отличается от турбины Лаваля: расширение пара в ней производится не в одной сопловой группе, а в ряде следующих друг за другом ступеней, каждая из которых состоит из неподвижных сопловых и вращающихся рабочих лопаток (рис. 2).

Рисунок 2 Многоступенчатая реактивная турбина

1 - корпус; 2 - вал; 3 - подшипники; 4 - сопловые неподвижные лопатки одной из ступеней; 5 - рабочие подвижные вращающиеся лопатки одной из ступеней.

Такая конструкция позволяет работать с небольшими окружными скоростями. При этом, расширение пара в ступенях турбины Парсона происходит как в сопловой, так и в рабочей решетке.

Ступени турбины, в которых расширение пара и связанное с ним ускорение парового потока происходит примерно одинаково в каналах сопловых и рабочих лопаток, получили название реактивных ступеней.

Сопловые лопатки закреплены в неподвижном корпусе турбины, рабочие лопатки располагаются рядами на барабане. В каждой ступени такой турбины срабатывается перепад давления, составляющий лишь небольшую долю полного перепада между начальным давлением пара и давлением пара, покидающего турбину.

Таким образом, принцип последовательного включения ступеней, в каждой из которых, используется лишь часть располагаемого теплового перепада, позволил достичь высокой экономичности при умеренной частоте вращения ротора турбины.

В развитии паротурбостроения можно отметить следующие этапы:

· до 1914 г. – паровые турбины строились для работы пара умеренного давления 1,2…1,6 МПа, с температурой 350⁰С;

· с 1918…1919 г. – тенденция повышения мощности (200 МВт и больше);

· с 1920…1940 г. – разработка более экономичных установок с давлением пара 12…17 МПа, что потребовало легированных сталей, имеющих малую текучесть при температуре 500…550⁰С.

Наряду с развитием конденсационных турбин в начале XIX столетия начинают применяться установки для комбинированной выработки электрической энергии и тепла, которые потребовали создания турбин с противодавлением и промежуточным регулируемым отбором пара. Первая такая турбина построена была в 1907 г. В СССР серийные турбины такого типа строились на 100 и 250 МВт. С увеличением мощности стали повышать давление пара с 9 до 25…36 МПа и температуру с 500 до 580⁰С, а в отдельных случаях до 650⁰С. Широко стали применять промежуточный перегрев пара. Однако при температуре большей 565⁰С необходимо применять стали аустенитного класса, что ограничило температуру до 540⁰С.

В России с 1907 г. турбины стали выпускать на Металлическом Заводе (в последствии ЛМЗ).

В 1924 г. на ЛМЗ была выпущена турбина на 2 МВт, с 1930 г. – стали выпускать турбины мощностью 24…50 МВт.

Параметры: давление 2,55 МПа, t⁰C=375⁰C при f=50 Гц. Для турбин мощностью 24 МВт и 2,85 МПа (29 кгс/см²) и t⁰C=40⁰C при f=25 Гц.

Турбин мощностью 50 МВт стали типовыми.

Первоначально изготовление стационарных паровых турбин было сосредоточено на ЛМЗ, который в 1924 г. выпустил первую советскую паровую турбину мощностью 2 МВт. С 1930 г. ЛМЗ начал изготовлять турбины мощностью 24 и 50 МВт. Организация серийного производства паровых турбин указанных типов по­зволила заводу уже в течение второй пятилетки выпустить паровые турбины на зна­чительную суммарную мощность. По мере накопления опыта ЛМЗ постепен­но отходит от первоначальных лицензионных конструкций и разрабатывает новые ориги­нальные типы паровых турбин большой мощ­ности.

В 1933 г. ЛМЗ выпустил оригинальную па­ровую турбину с промежуточным отбором па­ра для отопительных целей. Мощность турби­ны составляла 25 МВт. Турбины этого типа были в свое время наиболее крупными в мире среди рассчитанных на комбинированную вы­работку тепловой и электрической энергии и получили большое распространение на наших теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Позднее ЛМЗ разработал оригинальные конструкции турбин с отбором пара для промышленных потреби­телей мощностью 25 и 50 МВт.

В то время как на ЛМЗ было сосредоточе­но изготовление крупных паровых турбин, не­большие турбины, начиная с 1931 г., выпуска­лись Кировским заводом в Ленинграде. Здесь изготовлялись турбины мощностью до 12 МВт.

В 1934 г. было закончено строительство турбинного завода в Харькове (ХТГЗ). Этот завод до войны выпускал конденсационные турбины 50 и 100 МВт при п=25с^-1. Опыт эксплуатации турбин ХТГЗ показал их надеж­ность и экономичность.

После Великой Отечественной войны тур­бинные заводы немедленно начали выпускать новые, более совершенные агрегаты.

В качестве стандартных параметров пара, подлежащих широкому внедрению на тепло­вых электрических станциях, были приняты начальное давление 8,8 МПа (90 кгс/см²) и начальная температура 480°С, причем по ме­ре накопления опыта построения паровых тур­бин, работающих паром высоких параметров, температура была поднята до 500 – 535°С.

Для повышения экономичности паротур­бинных станций было решено перейти к ши­рокому внедрению начальных параметров пара 12,8 МПа (130 кгс/см²) при температуре 565°С.

Начиная с 1957 г. начали строиться конденса­ционные турбины ЛМЗ мощностью 100 МВт на 8,8 МПа, 535°С и 200 МВт на 12,8 МПа, 565°С с промежуточным перегревом до 565°С. Кроме того. ЛМЗ выпустил турбины с двумя промежуточными отборами пара мощностью 50 МВт. ХТГЗ изготовил турбины мощностью 100 (на 8,8 МПа) и 160 МВт (на 12,8 МПа с промежуточным перегревом).

Следующий этап развития турбостроения характеризуется выпуском турбин на сверхкритические параметры пара. Это в первую очередь турбины ХТГЗ и ЛМЗ мощностью 300 МВт, которые были созданы в 1960 г. и рассчитаны на начальные параметры пара 23,5 МПа (240 кгс/см²) и 560°С с промежу­точным перегревом до 565°С.

Следующий этап развития турбостроения характеризуется выпуском турбин на сверхкритические параметры пара. Это в первую очередь турбины ХТГЗ и ЛМЗ мощностью 300 МВт, которые были созданы в 1960 г. и рассчитаны на начальные параметры пара 23,5 МПа (240 кгс/см²) и 560°С с промежу­точным перегревом до 565°С п=50с^-1.

В 1965 г. выпущены турбины на сверхкритические параметры пара – двухвальный агрегат ЛМЗ мощностью 300 МВт и одновальная турбина ХТГЗ мощностью 500 МВт; с 1969 г. ЛМЗ производит одновальные агрегаты 800 МВт.

Рассмотрим конструктивные особенности по отношению к турбине ЛМЗ на 50 МВт, п=50 с^-1 и работающую паром с начальным давлением 8,8 МПа при температуре 535 °С.

Проточная часть турбины состоит из 22 последовательно расположенных ступеней активного типа. Первые 19 дисков откованы за одно целое с валом турбины. Последние три диска посажены с натягом на вал. На ободах каждого диска укреплены рабочие лопатки. Между дисками распола­гаются неподвижные промежуточные диаф­рагмы. В каждой диафрагме размещены непод­вижные сопловые лопатки, проходя между которыми поток пара ускоряется и при­обретает необходимое направление для входа в каналы, образованные рабочими лопатками.

Постепенное увеличение от ступени к сту­пени высоты сопловых и рабочих лопаток объ­ясняется тем, что по мере расширения пара объем его возрастает, что требует постепенно­го увеличения проходных сечений.

Сопловые лопатки первой, так называемой регулирующей ступени, укреплены в сопловых коробках, которые вварены в корпус турбины. Пар к соплам регулирующей ступени под­водится через четыре регулирующих клапана. Первые ступени являются ступенями высокого давления, последующие – низкого. Отсюда название ЦВД и ЦНД – цилиндры высокого и низкого давления. В некоторых турбинах есть ЦСД – цилиндры среднего давления.

Выходной патрубок турбины сварен из листовой стали и соединен с конденсатором. За счет кон­денсации отработавшего в турбине пара в кон­денсаторе поддерживается давление ниже ат­мосферного (3 – 6 кПа).

В корпусе турбины предусмотрено несколь­ко патрубков для отбора пара из промежуточных ступеней турбины. Эти отборы используются для подогрева питательной во­ды, подаваемой в парогенератор.

При изменении нагрузки оказывается не­обходимым регулировать расход протекающего через турбину пара. Это достигается соот­ветствующим открытием регулирующих кла­панов. Благодаря тому, что клапаны закрываются и открываются последовательно, часть пара, проходящая через полностью открытые клапаны, не дросселируется, а поступает к соп­лам первой ступени с неизменным начальным давлением.

Способ управления впуском пара в турби­ну, при котором доступ пара к сопловым груп­пам открывается последовательно, называет­ся сопловым парораспределением. Первая ступень, получающая в зависимости от нагрузки турбины пар из различного числа сопловых групп, называется регулирующей ступенью.

Наряду с таким способом парораспределе­ния существует также дроссельный способ парораспределения, отличающийся тем, что все количество подводимого к турбине пара проходит через общий регулирующий клапан. Перед регулирующими клапанами устанавливается стопорный клапан, находя­щийся обычно в одном из двух положений – он или полностью открыт или закрыт.

Вал турбины лежит на двух подшипниках, которые воспринимают нагрузку от ротора. Передний подшипник в турбине одновременно фиксирует осе­вое положение ротора по отношению к статору и воспринимает осевые усилия, действующие на ротор. Таким образом, передний подшипник является комбинированным опорно-упорным подшипником.

В местах, где вал проходит через корпус турбины, расположены уплотнения, которые называются концевыми уплотнениями. Переднее уплотнение вала служит для предот­вращения или уменьшения утечки пара из корпуса турбины в машинное помещение. Заднее уплотнение предупреждает возмож­ность подсоса атмосферного воздуха в выход­ной патрубок и конденсатор турбины. Проник­новение воздуха в конденсатор привело бы к повышению давления в нем и уменьшению экономичности турбинной установки. Для того чтобы предупредить просачивание воздуха в конденсатор, к заднему уплотнению подво­дится пар под давлением, несколько превы­шающим атмосферное.

В местах, где вал проходит через центральные отверстия диаф­рагм, установлены промежуточные уплотне­ния, уменьшающие протечку пара помимо ка­налов сопловых лопаток. Корпус турбины, диафрагмы, а также кор­пуса подшипников имеют горизонтальный разъем на уровне оси вала турбины. Правый конец вала турбины при помощи муфты соединен с ротором генератора.

Передний конец вала турбины гибкой муф­той соединен с валом центробежного масля­ного насоса, которой всасывающим патрубком опирается на прилив в картере переднего подшипника. В полость всасывания насоса масло подают под небольшим избы­точным давлением с помощью инжектора.

Масляный насос обеспечивает подвод мас­ла (с давлением 2 МПа) к органам системы регулирования, а также с помощью инжекто­ра подает масло к подшипникам генератора и турбины (при давлении 0,15 МПа). На кон­це вала насоса располагается быстроходный упругий регулятор скорости.

В передней части вала турбины размещены предохранительные выключатели, которые, воздействуя на стопорный и регули­рующий клапаны, вызывают полное прекраще­ние подачи пара к турбине в случае повыше­ния частоты ее вращения на 10 – 12%.

В турбинах больной мощности предусма­тривается специальное валоповоротное устройство, при помощи которого можно медленно вращать вал неработающей турби­ны. Валоповоротное устройство состоит из электродвигателя, связанного с червячной пе­редачей.

Турбины для привода генераторов электри­ческого тока рассчитываются на работу с не­изменной частотой вращения. Сохранение по­стоянства частоты вращения обеспечивается автоматическим регулированием.

Для ротора турбины связанного с ним ротора генератора можно написать следующее уравнение моментов:

где – суммарный момент инерции роторов турбины и генератора;

– частота вращения;

– вращающий момент, развиваемый паром на роторе турбины;

– момент, приложен­ный к ротору генератора и обусловленный его нагрузкой.

Постоянство частоты вращения, как это видно из уравнения, соблюдается в том случае, когда . Если момент турбины превы­шает момент генератора, то частота вращения растет, и, наоборот, если она уменьшается.

Для поддержания постоянства система автоматического регулирования долж­на воздействовать на момент турбины М_Т та­ким образом, чтобы поддерживать равенство .

Перемещение органов регулирования осу­ществляется маслом. Поэтому система регули­рования часто сочетается с системой смазки.

В подшипниках турбины выделяется зна­чительное количество тепла, которое необхо­димо отводить. Отвод тепла от подшипника обеспечивается циркуляционной системой смазки, при которой масло не только умень­шает трение, создавая пленку между валом и вкладышами подшипника, но и служит для охлаждения подшипника.

Принципиальная простейшая схема регу­лирования и маслоснабжения конденсацион­ной паровой турбины показана на рис. 3.

Рисунок 3 Принципиальная простейшая схема регу­лирования и

маслоснабжения

1 – центробежный главный масляный насос;2 – инжектор; 3 – масляный бак; 4 – маслоохладитель; 5 – дозирующие шайбы; 6 – вспомогательный масляный насос высокого давления; 7 – вспомогательный масляный насос низкого давления; 8 – центро­бежный регулятор скорости; 9 – золотник сервомотора; 10 – сервомотор; 11 – регулирующие клапаны; 12 – обратный клапан.

Центробежный главный масляный насос 1 непосредственно соединен с валом турбины. Для повышения надежности работы насоса в его всасывающей линии поддерживается не­большое избыточное давление. Это достигает­ся установкой инжектора 2, который погружен под уровень масла в бак 3.

Масло от инжектора 3 направляется также к маслоохладителю 4 и через дозирующие шайбы 5 далее к подшипникам турбины и генератора. Отработавшее и нагретое в под­шипниках масло стекает вновь в масляный бак.

Для обслуживания системы регулирования и смазки при пуске и остановке турбины в схе­му включен вспомогательный масляный насос высокого давления 6, приводимый специаль­ной небольшой паровой турбиной или элек­тродвигателем переменного тока.

Для того чтобы в случае аварии с главным масляным насосом не оставить подшипники без смазки, в схеме маслоснабжения преду­смотрен вспомогательный масляный насос низкого давления 7, приводимый электродвигате­лем постоянного тока.

Муфта центробежного регулятора скорости 8, соединенного с валом турбины, связана с золотником 9, который управляет подход масла в цилиндр сервомотора 10. Последний перемещает регулирующие клапаны турбины 11.

В случае понижения нагрузки генератора частота вращения возрастает, как это видно из уравнения моментов. При этом грузы цен­тробежного регулятора, преодолевая натяже­ние пружины, поднимают муфту исвязанный с нею золотник. Масло, подаваемое насосом к золотниковой гильзе, получает доступ в верх­нюю полость цилиндра сервомотора и, опуская поршень сервомотора, уменьшает открытие регулирующих клапанов, сокращая доступ па­ра в турбину и уменьшая момент турбины М_Т до тех пор, пока он не станет равным моменту генератора М_Г. Детали ротора паровой турбины (лопатки, диски) даже при нормальной частоте враще­ния турбины подвергаются высоким напряже­ниям, которые вызываются центробежными силами. Повышение частоты вращения тур­бины сверх номинального значения приводит к такому увеличению центробежных сил, кото­рое может вызвать аварию турбины. Для того чтобы предохранить турбину от недопустимого повышения частоты вращения в случае неис­правной работы основной системы регулирова­ния, современные турбины снабжаются пре­дохранительными выключателями. Предохра­нительный выключатель располагается на ва­лу турбины. В случае если частота вращения турбины превысит номинальную частоту на 10 – 12%, предохранительный выключатель вызывает быстрое закрытие стопорного клапа­на турбины и ее остановку.