Эксплуатация современных судовых паровых турбин.

Введение
Паровая турбина относится к двигателям, в которых тепловая энергия подведенного пара вначале превращается в кинетическую и только после этого используется для работы. Паротурбинные двигатели на судах применяются с 1895 г. Практически турбинный двигатель впервые был установлен на боевых кораблях в первом десятилетии XX в., а уже позднее стал использоваться на больших пассажирских судах. В 50-е гг. началась конкурентная борьба между паротурбинными и дизельными установками за применение на больших судах для перевозки массовых грузов и на танкерах.Сначала на судах дедвейтом 30—40 тыс. т и больше преобладали паротурбинные установки, однако быстрое развитие двигателей внутреннего сгорания привело к тому, что в настоящее время ряд судов дедвейтом более 100 тыс. т оснащается дизельными установками. Только на очень больших судах дедвейтом более 200 тыс. т устанавливают паротурбинные двигатели.Паротурбинные установки сохранились также на крупных боевых кораблях военно-морского флота, а также на быстроходных и больших контейнерных судах, когда мощность главного двигателя составляет 29440 кВт и более.Паровые турбины являются гидравлическими тепловыми двигателями, в которых в отличие от поршневых паровых машин и поршневых двигателей внутреннего сгорания не требуется преобразовывать возвратно-поступательное движение поршня во вращательное движение гребного винта. За счет этого упрощается конструкция и решаются многие технические проблемы.Кроме того, паровые турбины даже при очень большой мощности имеют сравнительно небольшие размеры, так как частота вращения ротора довольно высока и в зависимости от типа и назначения турбины составляет от 3000 до 8000 об/мин.1. Устройство паровой турбиныТипичная паровая турбина показана на рис. 1. Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно также показана лишь задняя часть кожуха 2. Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и 18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему — ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах — 5) может достигать 80 м.Рисунок 1 – Конструкция типичной паровой турбиныВалопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник (см. позицию 29 на рис. 1). Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может достигать 30 МПа 300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку — ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях — опорах (см. поз. 45, 28, 7 на рис. 1).Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой — не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специальной конструкции.2. Основы эксплуатации паровых турбинС позиций соблюдения режимных характеристик ПСУ при их эксплуатации основное внимание уделяется постоянным и переменным режимам работы паровой турбины.Постоянный режим работы паровой турбины. Для современных мощных турбоустановок на тепловых и атомных электростанциях единичной мощностью от нескольких сотен МВт до 1000–1500 МВт, которые, как правило, эксплуатируются в постоянном режиме максимальной нагрузки, на первое место выходят такие показатели, как экономичность, надежность, долговечность и ремонтопригодность.Экономичность ПТУ характеризуется как коэффициентом полезного действия (к.п.д.) турбоустановки (ТУ), так и удельным расходом теплоты брутто (т.е. без учета затрат энергии на собственные нужды ТУ). Показателями экономичности для теплофикационных турбоустановок с регулируемыми отборами на отопление и горячее водоснабжение являются удельный расход пара на теплофикационном режиме, удельный расход теплоты на конденсационном режиме, удельный расход теплоты на выработку электроэнергии и др. Удельный расход теплоты брутто для конденсационных турбин большой мощности находится на уровне 7640– 7725 кДж/(кВт·ч); для ТЭС – 10200 кДж/(кВт·ч) и 11500 кДж/(кВт·ч) для АЭС. Удельный расход теплоты брутто для теплофикационных турбоустановок при температуре охлаждающей воды 20°С на конденсационном режиме составляет порядка 8145–9080 кДж/(кВт·ч), а удельный расход пара на теплофикационном режиме – не более 3,6–4,3 кг/(кВт·ч).Надежность и долговечность характеризуются рядом количественных показателей, таких как средняя наработка на отказ, полный назначенный срок службы, полный назначенный ресурс элементов, средний срок службы между капитальными ремонтами, коэффициент технического использования, коэффициент готовности и другими. Полный назначенный срок службы энергоблока выпуска до 1991 года составляет не менее 30 лет, оборудования выпуска после 1991 года – не менее 40 лет. Полный назначенный ресурс (парковый ресурс) основных элементов, работающих при температурах выше 450°С, составляет 220 тыс. часов эксплуатации. Для турбин большой мощности установлена наработка на отказ не менее 5500 ч и коэффициент готовности не менее 97%.Переменный режим работы паровой турбины предполагает прежде всего изменение расхода пара через проточную часть – в сторону уменьшения от номинального. При этом минимальные потери при переменном, т.е. «частичном», расходе пара достигаются при сопловом регулировании, когда полностью открыты клапаны (клапан), обслуживающие одну определенную группу сопел. Теплоперепады существенно изменяются только на регулирующей и последней ступени проточной части. Теплоперепады промежуточных ступеней остаются почти постоянными при уменьшении расхода пара через турбину. Условия работы промежуточных ступеней и, следовательно, к.п.д. всех ступеней высокого давления (кроме первой ступени), среднего давления и низкого давления (кроме последней ступени) практически не изменяются.Чем больше подъем клапана, обслуживающего какую-либо одну группу сопел, тем меньшее приращение расхода приходится на «единицу» его подъема. При достижении h/d ≈ 0,28 (где h – линейное смещение клапана при его открытии, а d – диаметр клапана) приращение расхода пара через клапан практически прекращается. Поэтому для обеспечения плавности процесса нагружения предусматривается открытие клапана, обслуживающего следующую группу сопел, с некоторой «перекрышей», т.е. несколько раньше, чем полностью откроется предыдущий клапан.Для последней ступени цилиндра низкого давления уменьшение относительного объемного расхода пара до величины ниже 0,4 GV 2 приводит к образованию вихрей в основном потоке как у корня рабочих лопаток последней ступени, так и у их периферии, что опасно с точки зрения динамических нерасчетных напряжений в этих лопатках, которые и без того нагружены до предела.Основы эксплуатации паровых турбин. Требования к маневренности и надежности современных паровых турбин в процессе их эксплуатации связаны с общими условиями работы энергосистем, суточными, годовыми графиками энергопотребления, структурой генерирующих мощностей в энергосистемах, их состоянием и техническими возможностями. В настоящее время графики электрических нагрузок энергосистем характеризуются большой неравномерностью: резкие пики нагрузок в утренние и вечерние часы, провалы в ночные часы и выходные дни, при необходимости обеспечения быстрого повышения и снижения нагрузок. Под маневренностью понимают способность энергоблока изменять мощность в течение суток для покрытия графика нагрузки энергосистемы. Важными в этой связи являются периоды нагружения и разгружения турбоагрегата, а также пуска из различных тепловых состояний (горячего – после предварительного простоя менее 6–10 ч, неостывшего – после предварительного простоя от 10 ч до 70–90 ч, холодного – после предварительного простоя более 70–90 ч). Также учитывают количество остановов-пусков за весь срок службы, нижний предел регулировочного диапазона, т.е. нижний предел интервала нагрузки, когда мощность изменяется автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования, и возможность работы на нагрузке собственных нужд после сброса нагрузки.Надежность работы энергоблока в значительной мере зависит от того, насколько собственно турбина и ее вспомогательное оборудование защищены от опасного воздействия нестационарных процессов. Статистика повреждаемости оборудования показывает, что подавляющее большинство отказов происходит именно в момент осуществления переходных режимов эксплуатации, когда меняется та или иная совокупность параметров. Для того, чтобы избежать развития аварийной ситуации, применяют аварийную остановку турбины: со срывом вакуума или без срыва вакуума.Со срывом вакуума турбину (для турбин с частотой вращения ротора 3000 об/мин) следует немедленно остановить в следующих случаях: при увеличении числа оборотов сверх 3360 об/мин; при внезапном повышении вибрации на величину 20 мкм (виброскорость 1 мм/с) и более на любом из подшипников; при внезапном повышении температуры масла на сливе любого подшипника выше 70°C; при падении давления масла на подшипниках ниже 0,15 МПа; при повышении температуры баббита любого из подшипников выше 100°C.Внезапный принудительный останов необходим также при любых ударах в проточной части турбины, при разрыве паропроводов, любом воспламенении на турбине или генераторе.Остановка без срыва вакуума предусмотрена при следующих отклонениях от нормального режима эксплуатации: при отклонении параметров свежего пара или пара промперегрева на величину: до ±20°C – по температуре и до +0,5 МПа – по давлению свежего пара; при резком, со скоростью более 2°C за минуту изменении температуры свежего пара или пара промперегрева; после 2 минут работы генератора в моторном режиме; при повреждении атмосферных мембран в выхлопном патрубке цилиндра низкого давления; при обнаружении протечек масла.Системы защиты турбины для мощных паровых турбин предусматривают остановку при достижении следующих величин: при достижении осевого сдвига ротора на –1,5 мм в сторону регулятора или +1,0 мм в сторону генератора (защита срабатывает со срывом вакуума в конденсаторах); при достижении относительного расширения РНД-2 (ротора низкого давления) –3,0 мм (ротор короче корпуса) или +13,0 мм (ротор длиннее корпуса); при повышении температур выхлопных патрубков ЦНД до 90°C и выше; при падении уровня масла в маслобаке на величину 50 мм (необходим немедленный останов турбины).Работа турбин при полной или частичной постоянной нагрузке предусмотрена в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации. Пуск турбины также регламентируется подробной заводской инструкцией и не допускает отклонений от заданных графиков пуска.3. Судовая паротурбинная установка (ПТУ 72)Судовая ПТУ состоит из турбинной и котельной установок.В состав турбинной установки входят:- ГТЗА - главный турбозубчатый агрегат;- турбогенераторы;- главный и вспомогательный конденсаторы и обслуживающие их системы.Котельная установка - установка, которая обеспечивает турбину паром.Она включает в себя:- паровой котел- питательную систему, в которую входят: - подогреватели питательной воды;- питательные насосы;- трубопроводы от паровых магистралей;- конденсатные насосы(перекачивают конденсат);- измерительные приборы и арматура- паросиловую систему для отвода пара потребителям по трубопроводамс арматурой и контрольно-измерительными приборами (КИП);- топливную систему, состоящую из: - расходных цисцерн;- топливного насоса;- топливных фильтров;- подогревателя топлива;- трубопроводов с КИП и арматурой.Принцип работы ПТУ-72.Топливо для работы парогенератора (котла) из расходной цистерны всасывается топливным насосом через фильтр грубой очистки, подается через подогреватель мазута,дальше через фильтр тонкой очистки к форсункам.Воздух для горения подается вентилятором в котел. Там, пройдя через каналы между обшивкой и стенками кожуха котла, попадает в воздухонагреватель, а оттуда к воздухонаправляющим устройствам, которые подают воздух в топку.Образующиеся при сгорании топлива дымовые газы отводятся в дымовую трубу.Большая часть полученного пара поступает на ГТЗА, а остальная - к вспомогательному турбоагрегату.Пар, отработавший в турбине ГТЗА, поступает в главный конденсатор.Там он конденсируется. Полученный конденсат насосом нагнетается в подогреватель питательной воды, сюда же поступает конденсат из вспомогательного конденсатора и греющий пар из отборов турбин.Вода из подогревателя питательной воды (ППВ) смешивается с паром, нагревается до температуры кипения, растворенные в ней газы удаляются, т.е. смесительный ППВ служит деаэратором питательной воды. Из деаэратора вода питательным насосом подается в следующий подогреватель питательной воды, который обогревается паром из отборов турбины и затем подается в паровой котел.
Заключение

Эксплуатацию паровой турбины можно считать правильно организованной, если она удовлетворяет следующим трем условиям:- безопасности для обслуживающего персонала и для самой установки;- надежности, то есть полному отсутствию аварий, неполадок и непредвиденных остановок, вызывающих прекращение или сокращение отпуска энергии;- экономичности как в смысле удельного расхода пара, так и в отношении расходов на обслуживание, ревизии и ремонты.Основным из этих условий является безопасность, и жертвовать ею в пользу каких либо других требований ни при каких обстоятельствах не следует.Правильная эксплуатация турбинной установки возможна только при условии, что эксплуатационный персонал отдает себе полный отчет в явлениях, происходящих в турбине при различных режимах работы, хорошо знает конструкцию обслуживаемого агрегата и точно и сознательно исполняет инструкции по его обслуживанию.Необходимым качеством эксплуатационного работника должны быть неустанная бдительность и полное самообладание, без которого в критические моменты не возможно найти быстрого и правильного метода действия.Каждая паровая турбина имеет свои индивидуальные особенности. Поэтому ни в коем случае не следует полагать, что все турбины одинаковы и что, зная одну турбину, можно без всякой предварительной подготовки перейти к обслуживанию другой, даже однотипной машины.Эксплуатация турбинной установки включает в себя три основных процесса:- пуск в ход;- обслуживание во время работы под нагрузкой;- останов.Последовательность операций пуска и останова, а также правила обслуживания излагаются в инструкциях, составляемых для каждого агрегата на основании инструкций завода-изготовителя и типовых инструкций Министерства электростанций.В местной инструкции должны быть указанны:- режим пуска и нагружения турбогенератора;- условия, при которых запрещается эксплуатация турбины (предельные значения начальных параметров пара, температура и давление пара, температура и давление пара в выхлопном патрубке, давление масла перед подшипниками и системой регулирования, температура масла и др.);- предельный расход пара через турбину;- аварийные случаи, требующие немедленной остановки турбины.Эксплуатационные инструкции и Правила технической эксплуатации электростанций (ПТЭД) должны быть хорошо известны обслуживающему персоналу, без чего он не может быть допущен к обслуживанию установки.
Список использованных источников
Агеев, В. И. Контрольно-измерительные приборы судовых энергетических установок (устройство, эксплуатация, эффективность). Справочник / В.И. Агеев. - М.: Судостроение, 2018. - 416 c.Баранов, В. В. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт судовых энергетических установок / В.В. Баранов. - Москва: Мир, 2017. - 352 c.Бесчинский А.А., Доллежаль Н.А. Современные проблемы энергетики. - М., «Энергоатомиздат», 2019. – 288 с.Захаров, Г. В. Техническая эксплуатация судовых дизельных установок: моногр. / Г.В. Захаров. - М.: ТрансЛит, 2017. - 304 c.Захаров, Герман Васильевич Техническая эксплуатация судовых дизельных установок. Учебник / Захаров Герман Васильевич. - М.: ТрансЛит, 2017. - 810 c.Иванов В.А. Стационарные и переходные режимы мощных паротурбинных Установок. - М., «Энергия», 2018. – 310 с.Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. - Л.: Машиностроение. Ленингр. Отд-ние, 2018. - 276 с.Медведев, В. В. Применение имитационного моделирования для обеспечения надежности и безопасности судовых энергетических установок / В.В. Медведев. - М.: Страта, 2018. - 581 c.Самойлович Г.С. Современные паровые турбины. - М., «Государственное энергетическое издательство», 2017. – 290 с.Смоленский А.Н. Паровые и газовые турбины. Учебник для техникумов. М., «Машиностроение», 2017. – 280 с.Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2018. - 540 с.Щегляев А.В. Паровые турбины. (Теория теплового процесса и конструкция турбин) Изд. 4-е, переработ. М., «Энергия», 2018. – 180 с.