Сравнительный анализ технического уровня отечественных и зарубежных паровых турбин

Речь идет о сравнении отечественных и зарубежных паровых турбин, имеющих одинаковое назначение, одинаковые начальные параметры пара, близкую номинальную мощность, подсоединенных к примерно одинаковым электрогенераторам. Если сказать еще короче, то нас будет интересовать качество проточной части и совершенство собственно конструкции паровой турбины.

Выше уже отмечалось высокое совершенство паровой турбины. Еще раз подчеркнем ее исключительную роль в процессе выработки электроэнергии: если путем ее совершенствования удается увеличить мощность паровой турбины на 1 %, то КПД ТЭС возрастет также на 1 %; если же на той же ТЭС сэкономить 1 % топлива в котле, то ее КПД возрастет только на 0,4 %, так как КПД преобразования теплоты в работу находится на уровне 40 %.

Совершенствование турбины — это самый универсальный способ повышения экономичности ТЭС: он всегда дает эффект вне зависимости от параметров пара, тепловой схемы, условий эксплуатации и т.д.

Наибольшие потери возникают при течении пара в сопловых и рабочих решетках, особенно в ЦВД и ЦНД, где оно носит явно выраженный пространственный характер и точный расчет которого затруднителен.

Вторыми по значению являются так называемые потери с выходной скоростью. Объем пара, покидающего ЦНД огромен (напомним, что при давлении за последней ступенью 4 кПа объем, занимаемый 1 кг пара, составляет 29 м³), а площадь для выхода пара из каналов рабочих лопаток последней ступени ограничена их прочностью. Поэтому средняя скорость пара, покидающего ступень, может превышать 300 м/с, энергия этого пара не используется для выработки мощности и поэтому теряется.

Третьими по значению являются паразитные протечки пара мимо сопловых и рабочих решеток (рис. 10.2): периферийная, корневая (у корня рабочих лопаток), диафрагменная. Пар протечек не поступает на рабочие лопатки ступени и потому не производит работы.

Аэродинамическое совершенствование турбин за рубежом в последние 20 лет было связано, прежде всего, с практическим внедрением в реальные конструкции предложений, большинство из которых сделано еще советскими учеными 30—35 лет назад, к которым отечественное турбостроение в силу объективных причин оказалось невосприимчивым.

Отметим наиболее важные разработки.

Саблевидные сопловые лопатки. Традиционно сопловые лопатки выполняют прямыми (см.рис. 6.3) и устанавливают их радиально. Связано это с простотой изготовления диафрагм.

Саблевидными лопатками называются изогнутые лопатки, напоминающие по внешнему виду саблю (в зарубежной литературе используются термины «банановая» и «трехмерная»). Пока саблевидные лопатки используют только для сопловых решеток.

Сопловые саблевидные лопатки устанавливают вполне определенно: корневые сечения наклоняют в окружном направлении в сторону вращения рабочего колеса, а периферийные, наоборот, навстречу вращению. Общий вид диафрагм с саблевидными лопатками показан на рис. 10.3.

Саблевидные сопловые лопатки впервые предложены в 1962 г. в России (кафедра паровых и газовых турбин МЭИ) профессором М.Е. Дейчем и ныне академиком РАН Г.А. Филипповым, а впервые использованы в мощных турбинах фирмой Siemens в середине 80-х годов прошлого столетия. Сейчас их используют все ведущие мировые производители турбин, кроме России.

По разным оценкам повышение экономичности ступени при использовании саблевидных лопаток составляет 1,5—2,5 % (относительных). Поэтому наиболее эффективно их применение для последних ступеней ЦНД мощных паровых турбин, поскольку мощность этих ступеней составляет примерно 10 МВт для турбин ТЭС и 20 МВт для турбин АЭС, а суммарное число таких ступеней в турбине 6—8. Если все ступени ЦНД выполнить с саблевидными сопловыми лопатками, то КПД ЦНД возрастет на 1,5—2,5 %, что с учетом доли выработки мощности в ЦНД даст выигрыш в экономичности всей турбины в 0,5—0,8 %. Выигрыш при использова нии саблевидных лопаток возникает вследствие того, что уменьшается доля пара, протекающего через корневую и периферийную зону ступени, где обтекание ступеней хуже (рис. 10.4).

Фирма Siemens использует аналогичные «трехмерные» лопатки для ЦВД и ЦСД (рис. 10.5), где лопатки имеют малую длину, но зато относительно большую зону высоких потерь в корневой и периферийных зонах. Для создания таких лопаток фирма выполнила обширное компьютерное моделирование облопачивания, испытала его в четырехступенчатой паровой экспериментальной турбине, после чего оно стало основным для мощных паровых турбин. По оценкам фирмы Siemens использование пространственных лопаток в ЦВД и ЦСД позволяет увеличить их КПД на 1—2 % по сравнению с цилиндрами, созданными в 80-е годы прошлого века.

На рис. 10.6 показано три последовательных модификации рабочих лопаток для ЦВД и первых ступеней ЦНД паровых турбин для АЭС фирмы GEC-Alsthom: обычная («радиальная») лопатка постоянного профиля (рис. 10.6, а), используемая в наших турбинах; саблевидная лопатка (рис. 10.6,б) и, наконец, новая лопатка с прямой радиальной выходной кромкой (рис. 10.6, в). Новая лопатка обеспечивает КПД на 2 % больший, чем исходная (рис. 10.6, а).

Меридиональное профилирование. Первые ступени паровых турбин, особенно на сверхкритические параметры пара имеют очень малую высоту сопловых и рабочих лопаток. Для повышения КПД таких решеток еще в 60-е года XX в. кафедра паровых и газовых турбин МЭИ предложила так называемое меридиональное профилирование сопловых каналов, при котором (рис. 10.7) верхний (меридиональный) обвод канала выполняется не цилиндрическим или коническим, а суживающимся.

Меридиональное профилирование впервые исследовано в МЭИ, и раз личные типы решеток испытаны в экспериментальной турбине. Для малых высот решеток (менее 25 мм) меридиональное профилирование дает относительное повышение КПД ступени более 2 %, а для высоты 10 мм отно­сительное повышение КПД составляет около 3 %. Промышленное применение меридионального профилирования осуществлено в 90-х годах фирмами Toshiba и General Electric (рис. 10.7). Для реализации меридионального профилирования требуется технология изготовления сопловых решеток с фигурным (нецилиндрическим и неконическим) периферийным обводом.

Увеличение кольцевой площади выхода пара из турбины. Эта мера приводит к уменьшению потерь с выходной скоростью, пропорциональных квадрату площади выхода. Максимальную площадь выхода в 11,3 м² имеет турбина ЛМЗ К-1200-240, рабочая лопатка последней ступени которой имеет длину 1,2 м при среднем диаметре 3 м. Эта титановая лопатка создана более 20 лет назад и долгое время она была мировым рекордсменом. Несколько лет назад фирма Siemens создала новую лопатку (рис. 10.8) с площадью выхода 12,5 м² (при длине 1143 мм). Лопатка выполнена из высокопрочной стали с содержанием хрома в 16 % (напомним, что стальная лопатка с 12 % хрома турбин мощностью 300—800 МВт ЛМЗ имеет длину 0,96 м и площадь выхода 7,48 м²).

Очень характерным примером целесообразности использования более длиной лопатки последней ступени и перехода на саблевидные лопатки, может служить модернизация турбины пылеугольного энергоблока ТЭС Enstedvarker (Дания), которая позволила увеличить его мощность с 630 до 660 МВт, т.е. уменьшить удельный расход тепла на 4,6 %, что эквивалентно экономии 60 тыс. т угля в год с соответствующим уменьшением вредных выбросов в окружающую среду.

Увеличение длины рабочих лопаток последних ступеней — одна из типичных мер поддержания экономичности морально стареющих турбин. К сожалению, подобные меры для наших турбин не реализованы, хотя имеются полноценные разработки, например для турбин мощностью 200 МВт.

Применение периферийных разношаговых многоступенчатых уплотнений в ЦВД и ЦСД. Разношаговые многогребенчатые уплотнения впервые, по-видимому, были применены фирмой Siemens с числом гребешков 12 на роторе и 9 на статоре (рис. 10.9).

Турбины фирмы Siemens имеют в ЧВД и ЧСД так называемое реак тивное облопачивание, и для него разношаговые многогребенчатые уплотнения используются на периферии рабочих лопаток и между направляющими аппаратами и ротором. В наших турбинах периферийные уплотнения ступеней, через которые проходит основная протечка, имеют всего несколько гребней.

Многогребенчатые периферийные уплотнения с числом гребней 9 применяет для активных турбин японская фирма Toshiba.

Известна разработка реактивного ЦВД для турбины К-300-240, выполненная ЛМЗ, в которой предлагается использовать многогребенчатые уплотнения.

По сравнению с традиционными уплотнениями, применяемыми в ЦВД и ЦСД отечественными производителями турбин, многогребенчатые уплотнения имеют следующие особенности.

Существенно большее число гребней: 8—12 по сравнению с традиционными двумя, иногда тремя гребнями. При прочих равных условиях это дает снижение потерь от протечки более чем в 2 раза.

Возможность выполнить примерно вдвое меньший радиальный зазор, что обусловлено наличием гарантированного зазора между гребнями ротора и статора и отсутствием опасности задевания между гребнями. Это дает снижение утечек еще примерно в 2 раза. Таким образом, примене ние многогребенчатых надбандажных уплотнений позволяет сократить утечки пара через периферийные зазоры в 4—5 раза, что дает существенный выигрыш в относительном внутреннем КПД ступени, зависящий от ее параметров. Например, для первых ступеней ЦВД турбины К-300-240 ЛМЗ утечка через периферийные уплотнения при традиционных двухгребешковых уплотнениях составляет примерно 3 %. Уменьшение утечки в 4—5 раз дает увеличение КПД ступени на 2—2, 5 %.

Отсутствие опасности задеваний как при радиальном, так и осевом относительном смещении ротора и статора, т.е. новые уплотнения отлича ются высокой степенью сохранности в условиях эксплуатации, что приводит к увеличению средней экономичности турбоустановки в период между ремонтами.

Новые уплотнения наряду с малыми утечками снижают опасность возникновения так называемых самовозбуждающихся колебаний ротора турбины.

Новые уплотнения могут быть применены практически во всех турбинах в качестве надбандажных уплотнений не только для новых турбин, но и при реконструкциях и ремонтах.

Применение регулируемых диафрагменных уплотнений в ЧВД и ЧСД. Диафрагменные уплотнения турбин российских производителей турбин выполняются с плоскими окружными пружинами (см. рис. 6.8), прижимающими сегменты уплотнения к валу с фиксацией малых радиальных зазоров. При пусках и остановках турбины, когда возникает повышенная вибрация вала, могут возникать задевания гребней о ротор с их износом и появлением значительных протечек пара. По опыту General Electric на турбине 500 МВт с совмещенным ПВСД при номинальном радиальном зазоре в уплотнениях 0,38 мм после 5 лет эксплуатации зазор увеличился до 1,52 мм, что привело к снижению экономичности турбины на 0,35 %.

В последние годы ряд фирм, в частности General Electric и Toshiba, используют так называемые регулируемые уплотнения.

Идея регулируемых уплотнений (рис. 10.10) состоит в том, что при пуске турбины сегменты уплотнений в диафрагмах отжимаются пружинами таким образом, что образуются большие радиальные зазоры и это обеспечивает отсутствие задеваний при пуске. После синхронизации турбины в полость пазов под сегменты уплотнений подается пар повышенного давления (большего, чем давление в проточной части уплотнений) и этим давлением сегменты уплотнений отжимаются к центру вала, и зазоры уменьшаются до номинального значения. Таким образом обеспечивается сохранность уплотнений при переходных режимах и малые зазоры, а следовательно, малые протечки.

Уплотнения устанавливаются на участках вблизи середины пролета ротора, где смещение максимальные. Окупаемость затрат при замене старых на более сложные новые уплотнения по данным фирмы составляет период менее 1 года.

Для условий России применение таких уплотнений наиболее целесообразно на турбинах мощностью 300—800 МВт производства ЛМЗ.

Рассмотренные способы усовершенствования элементов отечественных паровых турбин могут быть реализованы без существенного изменения традиционной технологии, освоенной на российских предприятиях-производителях паровых турбин, и не требуют применения новых неосвоенных материалов.

При таком комплексном усовершенствовании общее повышение экономичности, по существу, получается суммированием экономических эффектов от отдельных рассмотренных мер. Оценка показывает, что существующие меры совершенствования ЦНД могут дать суммарное снижение удельного расхода тепла турбоустановкой более чем на 3 %.

В табл. 10.1 приведены примерные значения экономии топлива в ПТУ при использовании различных способов повышения КПД турбины. Видно, что эта экономия может достигать 6 %, хотя на практике эти мероприятия в полной мере по разным причинам не реализованы ни в одной турбине западного и отечественного изготовления.