beliit.com
Форумы Проектант
ПОИСК ПО ФОРУМАМ
перед созданием новых тем используйте поиск,
возможно ответ на Ваш вопрос уже есть на форумах

Расширенный поиск
 
  • Всего пользователей - 20145
  • Всего тем - 29670
  • Всего сообщений - 279727
Страниц: 1 ... 10 11 12 [13]  Все   Вниз
ВЕРСИЯ ДЛЯ ПЕЧАТИ

Установка ветрогенератора на ферме. Работа от сети и от ветряка без параллельной работы

Количество просмотров - 21483
(ссылка на эту тему)
Foxson
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #181 : 14 Ноября 2019 года, 13:38
(ссылка на это сообщение)

Да, действительно не понял. Описываем разными словами одну и ту же проблему при работе с сетью в параллель.

Монтажник (Челябинск, Россия)
Сергеюшко
*
Участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #182 : 18 Декабря 2019 года, 16:35
(ссылка на это сообщение)

Зелёный тариф на электроэнергию.



Из-за постоянно растущей стоимости электроэнергии, все больше потребителей принимают решение перейти на альтернативные источники ее получения. Преимущество таких источников заключаются в том, что домашняя электростанция может вырабатывать гораздо больше энергии, чем расходует пользователь, поэтому ее излишки и остатки он может продать государству по зеленому тарифу. Для некоторых жителей нашей страны это стало источником дохода, поскольку стоимость альтернативной электроэнергии, является более высокой, чем той, что вырабатывается обычными электростанциями.

В чем заключаются особенности зеленого тарифа? На каких условиях возможна продажа электроэнергии в согласии с ним? Какие преимущества и недостатки имеет зеленый тариф?

Зеленый тариф на электроэнергию – особенности и нюансы.

Под зеленым тарифом подразумевается стоимость 1 кВт/ч электроэнергии, полученной из альтернативных источников. Государство приобретает у населения и предприятий энергию с частичной компенсацией, чтобы владельцы солнечных или ветровых источников питания, могли приобретать их и дальше, расширяя свои возможности. За счет этого существенно снижается расход природного газа, угля и нефти. Механизм взаимодействия владельца альтернативной электростанции с государством, строится на следующих принципах:


  • Альтернативный источник электроэнергии подключают к сети;

  • С владельцем заключается долгосрочный контракт на покупку энергии;

  • Электроэнергия оплачивается государством по завышенной стоимости.


Основными условиями, которые обязуются соблюдать владельцы альтернативных источников питания, желающие продавать энергию государству, являются:


  • Использование источника энергии, мощность которого не превышает 15 кВт/ч;

  • Подключение электростанции только в частном доме, а не в квартире;

  • Размер ставки определит средняя рыночная стоимость электроэнергии из альтернативных источников.



Зеленый тариф в России – плюсы и минусы.

Использование каждой новой технологии, вызывает ряд вопросов, связанных с ее преимуществами и недостатками. Какие плюсы имеет зеленый тариф для пользователей?


  • Используя альтернативный источник электроэнергии, владелец может получать дополнительный доход;

  • На полученный дополнительный доход не распространяется налогообложение;

  • Использование альтернативных электростанций не загрязняет окружающую среду, что часто связано со штрафами или дополнительной уплатой налогов.



Недостатки зеленого тарифа на себе ощутят, в основном, местные и федеральные государственные структуры. Минусами зеленого тарифа являются:


  • Завышенная стоимость электроэнергии, которую предприятиям Энергосбыта придется выплачивать по договору;

  • Из-за снижения налоговой нагрузки, местные и федеральные бюджеты будут лишены определенной суммы денежных средств.



В общем, зеленый тариф в России, создаст самые благоприятные условия для приобретения и установки домашних электростанций, владельцы которых смогут продавать излишки энергии государству, получая дополнительный доход.

Законопроект о микрогенерации в России .
single.jpg
 
* single.jpg
(58.4 Кб, 847x427)  [скачать]  [загрузок: 229]
Samsony 1
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #183 : 19 Декабря 2019 года, 16:53
(ссылка на это сообщение)

В общем, зеленый тариф в России, создаст самые благоприятные условия для приобретения и установки домашних электростанций, владельцы которых смогут продавать излишки энергии государству, получая дополнительный доход.

вот именно это для ветровых индивидуальных ЭУ и особенно их включение в систему пока не очень реально,
если речь про солнечные ЭУ - то они уже продаются, но включение их в общегосударственную энергосистему чревато многими проблемами - синхронизацией, регулированием пиковых нагрузок и т.п.
про системные мощности от индивидуалов - пока теория.

некоторые вопросы рассмотрены - здесь

Главный специалист (Тюмень, Россия)
Сергеюшко
*
Участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #184 : 20 Декабря 2019 года, 08:36
(ссылка на это сообщение)

Умная энергосистема и альтернативные источники энергии.

Томас Эдисон (Thomas Edison) спроектировал и построил первую электростанцию США. Эта станция под названием Pearl Street в Манхэттене начала работу в сентябре 1882. Она вырабатывала электричество, которого хватало для питания 500 лампочек у 50 подключенных потребителей, что в нынешнее время получило бы название «островная модель распределенной выработки электроэнергии».

История выработки электроэнергии.

В начале 20-го века большинство крупных предприятий вырабатывали электроэнергию самостоятельно. Такой подход дал толчок развитию более удобного и экономичного способа производства электричества, чем и воспользовались коммунальные службы, вложив деньги в строительство централизованных электростанций с крупномасштабной распределенной инфраструктурой. В последующие десятилетия централизованные источники энергии получили широкое распространение благодаря постоянно растущей потребности в электричестве. Хотя такие источники энергии имели высокую эффективность выработки, надежные линии электропередачи и низкую цену, вопрос возможной монополизации подобных производств начал привлекать внимание общественности. Это привело к введению тарифной системы оплаты, которая применялась в течение нескольких десятков лет, пока стоимость выработки не начала возрастать, а потребность не начала снижаться.


  • Прочно установившиеся отношения «купи-продай» между производителями электроэнергии и потребителями изменились с введением закона о политике в области электроэнергетики в 1992 году (EPACT 1992). Данный закон предоставил потребителю различные варианты покупки электроэнергии, хотя и в очень сложной и трудной для понимания форме. Поняв, что оптовые потребители имеют открытый доступ к линиям электропередач, EPACT 1992 предоставила такой доступ оптовым производителям, находившимся в прямой конкуренции с коммунальными службами. EPACT 1992 запретил розничный открытый доступ, но были сделаны исключения для штатов, которым был предоставлен такой доступ.

  • К 2000 году стало нормой прекращение регулирования потребления электроэнергии большинством коммерческих и промышленных потребителей. В тоже время ситуация на рынке бытовых потребителей лишь немного изменилась в сторону отмены регулирования.

  • Повсеместные отключения электроэнергии в августе 2003 открыли людям глаза на то, что в современном обществе электричество является жизненно необходимым, и его производство, устойчивое развитие и влияние на окружающую среду являются факторам первостепенной важности.



Переход на возобновляемые источники энергии.

На сегодняшний день более пятидесяти процентов электроэнергии вырабатывается путем сжигания угля, тогда как сжигание природного газа и ядерная энергетика берут на себя около двадцати процентов. Распространение атомных электростанций замедляется проблемами утилизации и управления ядерными отходами, малым количеством квалифицированных профессионалов и проблемой национальной безопасности. К тому же, электростанции, сжигающие ископаемое топливо, выбрасывают большие объемы вредных продуктов горения, таких как водяной пар, углерод, сера и оксиды азота.

Протесты насчет «кислотных дождей» в начале 70-х привели к созданию строгих законов, ограничивающих выбросы азота и оксидов серы. В результате, с тех пор начали применяться новые технологии, позволившие существенно снизить негативное воздействие электростанций на окружающую среду.

Сегодня пристальный взгляд направлен на углекислый газ, получивший название тепличного газа из-за особенностей поглощения и излучения в тепловом инфракрасном диапазоне электромагнитного спектра. Содержание углекислого газа в атмосфере значительно увеличилось из-за возросшего потребления ископаемого топлива. По этой причине в последние десять лет в государственных органах все чаще обсуждался вопрос снижения выбросов углекислого газа. В самом деле, во многих штатах действует Свод Стандартов по Возобновляемым источникам энергии (Renewable Portfolio Standards, RPS), заставляющий электростанции вырабатывать определенную часть электроэнергии, используя возобновляемые источники, такие как солнечный свет, ветер, биомасса и геотермальные источники.

Различные стандарты, подобные RPS, применяются во многих штатах и странах по всему миру. Денежные поощрения, выплачиваемые компаниям за производство электричества с использованием возобновляемых источников, также используются в качестве стимула к сокращению выбросов углекислого газа. Пока правительство дискутирует насчет RPS, денежные поощрения и квоты активно обсуждаются на различных государственных и общественных форумах, объединение подобных мер обычно имеет место в демократических обществах.

Умная энергосистема.

Тем временем, некоторые страны тратят значительные средства на модернизацию своих энергосистем. Умная энергосистема, направленная на оптимизацию и управление использованием электричества, имеет высокую эффективность, лучшее управление ресурсами и возросшую ответственность за состояние окружающей среды.

Электростанции вырабатывают электроэнергию и передают ее посредством протянутой по всей стране электросети. Потребность в электричестве определяется поведением потребителей: нужды промышленности гораздо больше нужд бытовых потребителей и имеют различные рабочие циклы. Прямое аккумулирование электроэнергии на сегодняшний день очень дорогостоящее и неэффективное; поэтому оно не рассматривается крупными коммерческими предприятиями как подходящее средство регулирования меняющихся рабочих циклов.

Умная энергосистема, сформировавшаяся за последнюю пару десятилетий, позволит сбалансировать спрос и предложение электроэнергии с помощью современного компьютерного оборудования. Двусторонние цифровые датчики и модули связи расположены в узлах электросети. Умные датчики являются примером простой двусторонней бытовой измерительной техники. Электростанции, использующие Умную энергосистему, внедряют гораздо более совершенные двусторонние системы, которые запускают и управляют потоком энергии, проходящим через каждый узел энергосети. Датчики Умной энергосистемы помогают определять потребности жителей и автоматически выбирать маршрут для потока энергии, что повышает эффективность, надежность и безопасность.

Возобновляемые источники энергии и Умная энергосистема.

Возобновляемые источники энергии, такие как ветер или солнечный свет, имеют свой собственный цикл выработки электроэнергии из-за переменной природы ветра, солнца и погоды. Умная энергосистема сможет объединить такие возобновляемые источники с мощностями существующих электростанций. Однако, серьезных вложений в исследование и развитие данного вопроса не отмечалось. Процесс объединения Умной энергосистемы с возобновляемыми источниками энергии может зависеть от наличия современных датчиков и управляющего программного обеспечения. Капиталовложения в данный сектор, вероятно, послужат толчком к объединению наиболее экономных датчиков и программных технологий. Используя эти технологии, Умная энергосистема сможет обеспечить эффективную, надежную и безопасную интеграцию возобновляемых источников энергии с существующими электростанциями, что существенно снизит выбросы углекислого газа в атмосферу.

Роль обычных людей в становлении Умной энергосистемы.

Необходимо расширить нынешние взгляды на Умную энергосистему, дабы включить в них не только рост использования возобновляемых источников энергии, но также сосредоточить внимание на современном жилище человека, которое можно превратить в узел энергосети. Такие узлы потребляют энергию, но также должны рассматриваться в качестве потенциальных источников энергии.

Федеральные и штатные (применяемые в отдельных штатах) средства стимулирования вместе с льготными тарифами воодушевляют людей на установку в своих домах устройств выработки электричества из возобновляемых источников. Эти методы работают как внутри страны, так и за рубежом, поскольку мотивируют людей применять прочие незагрязняющие окружающую среду технологии, например электромобили с целью снижения зависимости от импорта нефти.

Расширенная версия Умной энергосистемы включает дома людей в качестве узлов. На крышах которых установлены фоточувствительные солнечные панели, а также небольшие ветряные турбины. Совместное использование этих технологий позволяет снизить потребление энергии из энергосети. Дом подключен к энергосети через Умный датчик, обеспечивающий двустороннюю связь с Умной энергосистемой посредством Интернет-серверов. Каждый такой дом сможет покупать или продавать электроэнергию другим узлам или даже электростанциям. Этим процессом легко управлять посредством специальных приложений, установленных на компьютере, смартфоне или планшетном ПК.

Умная энергосистема усиливает важность производства электроэнергии из возобновляемых источников и помещает каждого человека в выгодную позицию – в центр. Теперь человек сам контролирует производство энергии, а также управляет спросом и предложением. Человек, применяющий экологически чистые технологии и Умную энергосистему совместно, помогает эффективно использовать возобновляемые источники энергии и уменьшить сжигание ископаемого топлива и выбросы углекислого газа, а также снизить нагрузку на энергосеть. В некоторых случаях люди также смогут сэкономить деньги. Дом человека как источник электроэнергии – вот главная цель, отвечающая за свободу личности, ответственность и рост экономики.
Foxson
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #185 : 20 Декабря 2019 года, 11:13
(ссылка на это сообщение)

Роль обычных людей в становлении Умной энергосистемы.

Роль очень простая - платить за "становление". А пока нужно готовить деньги для модернизации "глупой энергосистемы", собственники сетей почему то не хотят тратить свои деньги для модернизации своей собственности (сетей). Вряд ли у потребителей хватит денег сразу и на глупую и на умную энергосистему.

Монтажник (Челябинск, Россия)
Сергеюшко
*
Участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #186 : 25 Июня 2020 года, 14:29
(ссылка на это сообщение)

Модернизация энергетики.

   


Требования к модернизации российских тепловых электростанций, выдвинутые профильным российским министерством, не предполагают их реального технологического обновления, хотя выбор у чиновников был.

Министерство энергетики опубликовало долгожданный проект постановления правительства, который может определить контуры российской электроэнергетики на десятилетия вперед. Попробуем заглянуть в будущее.

Вечные котлы.

Проект определяет новые правила отбора проектов модернизации тепловых электростанций. Хотя в названии документа есть слово «модернизация», фактически там речь идет о другом — о замене оборудования старых станций возрастом более 40 лет на такое же, только новое. Требования к оборудованию описаны достаточно детально и особого выбора собственникам не оставляют. Цена вопроса при этом составит, по оценкам Минэнерго, около 2,1 трлн руб., которые лягут на плечи всех потребителей электроэнергии. Очевидно, что такая «модернизация» затронет десятки паровых турбин и котлов, созданных в СССР в послевоенные десятилетия. Тут важно вспомнить, что паровые турбины — это, по сути, технология XIX века, которая не претерпела принципиальных улучшений после середины XX века. Мировой рынок паровых турбин стагнирует, совокупный среднегодовой рост (показатель CAGR) прогнозируется там на уровне -0,25% до 2025 года, падение спроса на паротурбинные технологии ожидается даже в Китае — безусловном мировом лидере в этом сегменте. Даже самые современные крупные газовые турбины (которые в России не производят) теряют рынок: Siemens в конце 2017 года объявил о намерении сократить до 7 тыс. рабочих мест в производстве крупных турбин, с аналогичными заявлениями выступала GE.

Спроецировав логику правительственной программы на авиацию, мы получим планы инвестиций двух триллионов в перезапуск производства Ил-62 и Ту-154, на автомобилестроение — в возрождение конвейера с ВАЗ-2101, на связь — в развитие национальной телефонной проводной сети с «телефонными барышнями» на коммутаторах. Действительно, телефон с дисковым номеронабирателем, витым проводом и шуршанием в трубке проще, дешевле и надежнее мобильника (ведь у него нет дорогой батарейки и служит он десятилетиями), и выпускается он отечественным заводом, создает много рабочих мест и повышает ВВП — но даст ли за него хоть одну копейку клиент из очереди за новым iPhone?

При всей привлекательности стратегии «дешево и сердито» важно другое — то, что практически никаких других вариантов «модернизации» генерации в рамках этого программного документа не получится.

Парадокс ситуации ощущается тем сильнее, что на всевозможных конференциях в рамках Национальной технологической инициативы и других модернизационных проектов правительства ответственные за энергорынок чиновники декларируют стремление перейти на принципиально новый технологический уклад, развить распределенную энергетику, занять серьезную долю на мировых высокотехнологических рынках к 2040 году.

Энергетика малых форм.

Тенденции современной энергетики состоят в Energy Transition — энергетическом переходе от больших централизованных систем с крупными станциями и мощными сетями в сторону децентрализации, распределенной энергетики, появления множества малых станций и накопителей, стирания границы между генератором и потребителем, увеличения свободы потребительского выбора. Во многих странах этот переход неразрывно связан с масштабным развитием возобновляемой энергетики. Новые технологии (возобновляемая и распределенная энергетика, накопители, цифровые устройства) подешевели за последние семь лет на 50–90%, рынок солнечной и ветровой энергетики, как ожидается, до 2025 года будет расти в среднем на 9–10% ежегодно, темпы роста рынка накопителей энергии вообще определяются двузначными числами. Если говорить о технологиях, близких российским условиям, то стоит вспомнить о рынке газовых турбин малой мощности, который, по прогнозу Frost & Sullivan, будет до 2025 года прибавлять 7,5% ежегодно. Стремительно растут рынки цифровых технологий — Smart Grid. Ни одного из этих рынков просто не существовало в те самые шестидесятые, когда запускали большинство российских электростанций, которые сейчас предлагается «модернизировать».

Развивают ли эти рынки только для того, чтобы бездумно гнаться за инновациями? Нет — конкурентная среда с тысячами агентов, каждый из которых становится частью решения задачи энергоснабжения (днем ты потребитель, ночью — генератор), позволит повысить системную эффективность, превратив энергетику в мощный центр устойчивого развития, а не просто основанную на монополиях «инфраструктурную отрасль». Среди прочего в такой среде трудно себе представить сооружение избыточных мощностей, столь характерное при ошибках строго централизованного планирования.

Трудности перехода.

Российская энергетика пока в целом остается в стороне от «энергетического перехода». Тому есть и объективные причины: единая энергосистема с крупными станциями десятилетиями надежно обеспечивала потребителей дешевой электроэнергией и теплом. «Запас прочности», заложенный во времена СССР, позволил пережить череду экономических кризисов конца XX века и продолжает держать на плаву отрасль по сей день. Позиция консервативно настроенных экспертов понятна — вряд ли разумно совсем отказываться от того, что хорошо и надежно работает, отказываться от достояния наших отцов и дедов в пользу новомодных импортных технологий.

Но даже если оставить за скобками распределенную энергетику, которую разрозненные инвесторы (от нефтегазовых гигантов до отелей и магазинов) вот уже 20 лет с трудом развивают без каких-либо существенных мер поддержки со стороны государства, может быть, эта программа позволит хотя бы повысить эффективность, КПД старых станций, перейти на наилучшие доступные технологии (о которых так много говорилось в последние годы) или снизить выбросы парниковых газов?

Ответ достаточно прост — нет, шансов на это немного. Современные крупные станции на природном газе (такие есть и в России) в 1,5–2 раза эффективнее и экологичнее старых станций; современные угольные (таких в России практически нет) в 1,5 раза эффективнее старых угольных, выбросы на них в разы меньше за счет технологий «чистого угля». К сожалению, без масштабной реконструкции достичь этих эффектов не получится. Понятно, что энергоэффективность, инновации и чистый воздух стоят недешево, но непонятно, почему фактический отказ от них мы готовы воспринимать спокойно.

Альтернатива.

Что можно было сделать вместо? Нет сомнений, разработчики программы знают это лучше многих — нужно побольше конкурентных процедур, открытости, гибкого подхода к будущему и поменьше ограничений. Например, можно было бы поменьше употреблять выражения вроде «высвобождающиеся средства потребителей нужно потратить на…» и вообще проявить чуть меньше безразличия к интересам потребителей энергии — если уж они остаются единственным источником финансирования программы. Во-вторых, проявить чуть больше открытости — ведь и долгосрочные прогнозы потребности в мощностях, и прогнозы спроса, и величины резервов и дефицитов, и ресурсы, и стоимости разных решений вызывают бурные дискуссии. Согласия среди стейкхолдеров нет. Обсуждение с использованием сценарного подхода к планированию будущего энергосистемы помогло бы сблизить позиции сторон. В-третьих, можно было посмотреть на опыт стран, решавших проблему «что делать с десятками старых ТЭС», — аналогичные примеры можно найти по всему миру. В-четвертых, можно было сделать два-три сценария, основанных на применении разных пакетов технологий (среди них могла быть и замена оборудования, и глубокая модернизация ТЭС, и ВИЭ с накопителями, и распределенная энергетика, и атомная, и гидроэнергетика) до 2050 года, и проанализировать долгосрочные последствия для потребителей, после чего открыто обсудить результаты. В-пятых, можно было чуть больше полагаться на конкурентные рыночные механизмы, а не на директивное ручное управление, в рамках которого заявленный «конкурс» выхолащивается в очередную административную процедуру.

Но похоже, что регуляторам проще оставить новые технологии за бортом программы модернизации, чем разрабатывать и внедрять сложную модель справедливой и открытой конкуренции. Ручное регулирование и утверждение проектов на правительственной комиссии проще и понятнее. Осталось узнать, действительно ли этот метод будет дешевым для всех потребителей или же наиболее крупные из них просто пойдут строить собственные станции и сети — вместо того чтобы платить за замену оборудования на чужих старых. В этом случае нам всем придется несладко.
7c906b0bffbc4c4ead8a2663f961_700.jpg
 
* 7c906b0bffbc4c4ead8a2663f961_700.jpg
(152.68 Кб, 960x700)  [скачать]  [загрузок: 189]
Samsony 1
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #187 : 25 Июня 2020 года, 18:02
(ссылка на это сообщение)

с мыслью о вечных котлах могу поспорить.
вечны только паровые турбины, а источники пара для них могут быть разные - АЭС, ГРЭС, ТЭС и ТЭЦ.

Главный специалист (Тюмень, Россия)
Samsony 1
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #188 : 25 Июня 2020 года, 21:13
(ссылка на это сообщение)

выработка электроэнергии малых ферм - точно такие же траты, и эффект этого такой же, как в во время культурной революции в Китае пытались плавить чугун в каждом дворе - только бесполезно истратили ресурсы.

Главный специалист (Тюмень, Россия)
Сергеюшко
*
Участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #189 : 17 Сентября 2020 года, 16:44
(ссылка на это сообщение)

Конструкция основных узлов и деталей паровых турбин.

Общие представления об устройстве паровых турбин.

Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики.

Паровая турбина представляет собою роторный лопаточный двигатель, в котором энергия давления поступающего из котла пара сначала преобразуется в кинетическую энергию пара, вытекающего с большой скоростью из сопел, а затем, на лопатках ротора,- в механическую энергию вращения вала. Сопла это направляющие аппараты, предназначенные для преобразования внутренней энергии пара в кинетическую энергию упорядоченного движения молекул.

Схема простейшей паровой турбины представлена на рис. 1.

Основной частью турбины является ротор, состоящий из вала 1 с насаженным на нем рабочим колесом 2, на котором укреплены рабочие лопатки 3 изогнутой формы. Перед диском с рабочими лопатками имеется сопло 4, из которого пар поступает на рабочие лопатки турбины.


1 – вал; 2 – рабочее колесо; 3 – рабочая лопатка; 4 – сопло
Рисунок 1– Принцип действия турбины.


Сопло и рабочее колесо составляют одну ступень. На рисунке 1.1, таким образом, представлена принципиальная схема одноступенчатой турбины.

Полученный в парогенераторе перегретый пар при температуре 600 °С и давлении 30 МПа по паропроводам передаётся в сопла.

Если перед входом в сопло пар имел некоторую начальную скорость C0 и начальное давление p1 (см. рис. 2), то после выхода из сопла в результате расширения пара происходит увеличение его скорости до значения C1 и уменьшение давления до значения p2. Скорость входа пара на рабочую лопатку C1 называют абсолютной скоростью. Температура пара также при этом значительно понижается.

После выхода из сопла пар подается на рабочие лопатки турбины. Если турбина активная, то между ее рабочими лопатками расширения пара не происходит, следовательно, давление пара не меняется. Абсолютная скорость движения пара уменьшается с C1 до C2 вследствие вращения турбины со скоростью V. V – это окружная или переносная скорость.


Рис.2 – Схема активной турбины.


Конструктивно турбина выполняется в виде нескольких ступеней, каждая из которых состоит из одного венца сопловых лопаток и одного венца рабочих лопаток.

Реактивными турбинами называют такие турбины, у которых расширение пара происходит не только в соплах перед поступлением пара на рабочие лопатки, но и на лопатках самого рабочего колеса. Это достигается тем, что канал, образованный рабочими лопатками выполняется суживающимся.

Изменение параметров пара в реактивной ступени турбины показано на рис. 3. В соплах турбины происходит частичное расширение пара до промежуточного давления p'1.

Дальнейшее расширение пара до давления p2 происходит в каналах между лопатками. Абсолютная скорость пара в сопле увеличивается до значения C'1, а в началах между лопатками уменьшается из-за вращения лопаток до значения C2.


Рис.3 – Схема работы реактивной турбины.


В настоящее время турбины выполняют многоступенчатыми, причем водной и той же турбине могут быть как активные, так и реактивные ступени.

Устройство паровой турбины.

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. 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.


Рис.4 Устройство паровой турбины.


Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

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. 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. 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.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего — 4). От регулирующих клапанов (на рис. 4 не показаны) пар по перепускным трубам 1 (на рис. 4 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан (не показан на рис. 4) к регулирующим клапанам 4, а из них — в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него — в две перепускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

Уплотнение представлено на рис. 5.


Рис.5. Лабиринтное уплотнение для валов турбин.


В обойме 7, имеющей такую же конструкцию, как и обойма диафрагм выполнена кольцевая расточка 1, в которую вставляются сегменты уплотнений 3 (по три сегмента в каждую половину обоймы). Сегменты имеют тонкие (до 0,3 мм) кольцевые гребни, устанавливаемые по отношению к валу с очень малым зазором (0,5—0,6 мм). Совокупность кольцевых щелей между гребнями 4 и кольцевыми выступами 6 и кольцевых камер между ними называется лабиринтовым уплотнением. Высокое гидравлическое сопротивление, которым оно обладает, обеспечивает малую утечку пара помимо проточной части турбины.

----- добавлено 17 Сентября 2020 года, 17:06 -----
Типичная рабочая лопатка (рис. 6) состоит из трех основных элементов: профильной части 1; хвостовика 2, служащего для крепления лопатки на диске; шипа 6 прямоугольной, круглой или овальной формы, выполняемого на торце профильной части лопатки за одно целое.


Рис.6.Рабочая лопатка ЦВД и ЦСД.


Лопатки изготавливаются из нержавеющей стали, содержащей 13 % хрома, методом штамповки и последующего фрезерования и набираются на диске через два специальных колодца, в которые затем устанавливаются замковые лопатки с хвостовиками специальной формы.

Отдельно прокатывают бандажную ленту 7, в которой пробивают отверстия, соответствующие форме шипов и расстоянию между ними. Лента нарезается на куски со строго рассчитанным числом объединяемых лопаток. Бандажная лента надевается на шипы, которые затем расклепываются. Ряд соседних лопаток (обычно от 5 до 14), объединенных бандажной лентой (бандажом), называется пакетом рабочих лопаток. Главная цель пакетирования — обеспечить вибрационную надежность рабочих лопаток (не допустить их поломки от усталости вследствие колебаний). После расклепки шипов на бандажах рабочих лопаток ротор устанавливают на токарный станок и окончательно протачивают гребни уплотнений.

На рис. 6 показана лишь одна из типичных конструкций, которые отличаются большим разнообразием как типов хвостовиков, так и бандажей. В современных конструкциях бандажи фрезеруют заодно с профильной частью (с шириной бандажа, равной шагу лопаток), иногда соединяют рабочие лопатки в пакете сваркой.


Рис.7 Ротор двухпоточного ЦНД мощной турбины.


На рис. 7 показан двухпоточный ротор ЦНД в процессе обработки на токарном станке. Первые две ступени имеют ленточные бандажи, а последние ступени — две проволочные связи.

Главным элементом проточной части турбины, определяющим весь ее облик, является рабочая лопатка последней ступени. Чем большую длину она имеет и чем на большем диаметре она установлена (иными словами, чем больше площадь для прохода пара последней ступени), тем более экономичнее турбина. Поэтому история совершенствования турбин — это история создания последних ступеней. В начале 50-х годов ЛМЗ была разработана рабочая лопатка длиной 960 мм для последней ступени со средним диаметром 2,4 м, и на ее базе созданы турбины мощностью 300, 500 и 800 МВт. В конце 70-х была создана новая рабочая лопатка длиной 1200 мм для ступени со средним диаметром 3 м. Это позволило создать новую паровую турбину для ТЭС мощностью 1200 МВт и для АЭС мощностью 1000 МВт.


Рис.8 Опора валопровода.


На рис. 8 показана одна из опор валопровода. Основанием 12 нижняя половина корпуса 2 устанавливается на фундаментную раму (на рисунке не показана). В расточку корпуса на колодках 1, 4 и 10 помещается нижняя половина вкладыша 3. Внутренняя поверхность 8 обеих половин вкладыша выполнена цилиндрической или овальной и залита баббитом, — легкоплавким антифрикционным сплавом на основе олова, допускающего вращение ротора на очень низкой частоте вращения даже при отсутствии смазки. Прямо на поверхность вкладыша 8 и на аналогичную поверхность соседнего вкладыша при монтаже турбины укладывается ротор. Сверху его накрывают верхней половиной вкладыша и притягивают к нижней половине шпильками, ввинчиваемыми в отверстия 9. Затем устанавливается крышка корпуса подшипника.

Масло для смазки шеек валов подается насосами из масляного бака, установленного на нижней отметке конденсационного помещения. Размер масляного бака зависит от мощности турбины: чем больше мощность, тем больше цилиндров и, следовательно, роторов и их опор, требующих смазки. Кроме того, с ростом мощности растет диаметр шеек, и эти два обстоятельства требуют большого расхода масла и соответственно масляного бака большой емкости, достигающей 50—60 м3. Для смазки подшипников используется либо специальное (турбинное) минеральное масло, либо синтетические негорючие масла. Последние намного дороже, но зато пожаробезопаснее.

От насосов по трубопроводам масло, пройдя через маслоохладители, поступает к емкостям, располагаемым в крышках подшипника, а из них — к отверстиям 6 и к выборке 7, раздающей масло на всю ширину шейки вала. Масло за счет гидродинамических сил «загоняется» под шейку вала, и таким образом вал «плавает» на масляной пленке, не касаясь баббитовой заливки. Масло, пройдя под шейкой вала, выходит через торцевые зазоры вкладыша и стекает на дно корпуса подшипника, откуда самотеком направляется обратно в масляный бак. Вкладыш опоры показан на рис. 9.


Рис.9 Опорный вкладыш опоры валопровода.


Типы паровых турбин и области их использования.

Для понимания места и роли паровых турбин рассмотрим их общую классификацию. Из большого разнообразия используемых паровых турбин, прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.

Стационарные паровые турбины — это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. В настоящей книге рассматриваются только стационарные паровые турбины.

В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков.


  • 1. По назначению различают турбины энергетические, промышленные и вспомогательные.


Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребителям, например жилым районам, городам и т.д. Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются, прежде всего, большой мощностью, а их режим работы — постоянной частотой вращения, определяемой постоянством частоты сети.

Основным производителем энергетических паровых турбин в России является Ленинградский металлический завод (Санкт-Петербург). Он выпускает мощные паровые турбины для ТЭС (мощностью 1200, 800, 500, 300 и 200 МВт), ТЭЦ (мощностью 180, 80 и 50 МВт и менее), АЭС (мощностью 1000 МВт).

Другим крупным производителем энергетических паровых турбин является Турбомоторный завод (ТМЗ, г. Екатеринбург). Он выпускает только теплофикационные турбины (мощностью 250, 185, 140, 100 и 50 МВт и менее).

На ТЭС России установлено достаточно много мощных паровых турбин Харьковского турбинного завода (ХТЗ, Украина) (мощностью 150, 300 и 500 МВт). Им же произведены все паровые турбины, установленные на АЭС России мощностью 220, 500 и 1000 МВт.

Таким образом, в настоящее время в России функционирует всего два производителя мощных паровых турбин. Если говорить о зарубежных производителях турбин, то их число также является небольшим. Большинство из них являются транснациональными объединениями. В Европе главными производителями паровых турбин являются компании Siemens (Германия), Acea Brown Bovery (ABB, германско-швейцарское объединение), GEC-Alsthom (англо-французское объединение), Scoda (Чехия). В США производителями мощных энергетических турбин являются компании General Electric и Westinghouse, в Японии — Hitachi, Toshiba, Mitsubisi. Все перечисленные производители выпускают паровые турбины вплоть до мощности 1000 МВт и выше. Технический уровень некоторых из них не только не уступает нашим производителям, но и превосходит их.

Промышленные турбины также служат для производства тепловой и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например, металлургического, текстильного, химического, сахароваренного и др. Часто генераторы таких турбин работают на маломощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических. Основным производителем промышленных турбин в России является Калужский турбинный завод (КТЗ).

Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии — обычно для привода питательных насосов и воздуходувок котлов.

Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть до 200 МВт приводятся электродвигателями, а мощностью выше — с помощью паровых турбин, питаемых паром из отбора главной турбины. Например, на энергоблоках мощностью 800 и 1200 МВт установлено соответственно по два и три питательных турбонасоса мощностью 17 МВт каждый, на энергоблоках мощностью 250 (для ТЭЦ) и 300 МВт — один питательный турбонасос мощностью 12 МВт; на энергоблоках мощностью 1000 МВт для АЭС используется два питательных насоса мощностью 12 МВт.

Котлы энергоблоков мощностью 800 и 1200 МВт оборудованы соответственно двумя и тремя воздуходувками, привод которых осуществляется также паровыми турбинами мощностью по 6 МВт каждая. Основным производителем вспомогательных паровых турбин в России является КТЗ.


  • 2. По виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на конденсационные и теплофикационные.


В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в конденсатор, они не имеют регулируемых отборов пара, хотя, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей. Главное назначение конденсационных турбин — обеспечивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС. Мощность самых крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000—1500 МВт.

Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее. В первом случае она может иметь отопительные отборы пара (турбины типа Т) для нагрева сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т.д., или производственный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промышленных предприятий, или тот и другой отборы (турбины типа ПТ и ПР). Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением (турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления (в пределах 0,3—3 МПа). Турбина с противодавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР.

Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара (типа Т) спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не вырабатывали. В последние годы ряд турбин проектируются так, что даже при максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность. Такие турбины относятся к типу ТК.


  • 3. По используемым начальным параметрам пара паровые турбины можно разделить на турбины докритического и сверхкритического начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара.


Как уже известно критическое давление для пара составляет примерно 22 МПа, поэтому все турбины, начальное давление пара перед которыми меньше этого значения, относятся к паровым турбинам докритического начального давления. В России стандартное докритическое давление для паровых турбин выбрано равным 130 ат (12,8 МПа), кроме того, имеется определенный процент турбин на начальное давление 90 ат (8,8 МПа). На докритические параметры выполняются все паровые турбины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной турбины мощностью 250 МВт), а также турбины мощностью менее 300 МВт для ТЭС. Докритическое начальное давление зарубежных паровых турбин обычно составляет 16—17 МПа, а максимальная единичная мощность достигает 600—700 МВт.

Все мощные конденсационные энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт), а также теплофикационный энергоблок мощностью 250 МВт выполняют на сверхкритические параметры пара (СКД) — 240 ат (23,5 МПа) и 540 °С. Переход от докритических параметров пара к СКД позволяет экономить 3—4 % топлива.

Все турбины ТЭС и ТЭЦ работают перегретым паром, а АЭС — насыщенным (с небольшой степенью влажности).

Все мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритические параметры пара выполняют с промежуточным перегревом. Из теплофикационных турбин только турбина ЛМЗ на докритические параметры мощностью 180 МВт и турбина ТМЗ на СКД мощностью 250 МВт имеют промежуточный перегрев. Устаревшие конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее и многочисленные теплофикационные паровые турбины вплоть до мощности 185 МВт строятся без промперегрева.


  • 4. По зоне использования турбин в графике электрической нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели максимально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безусловно, отнести атомные и теплофикационные турбины. Полупиковыетурбины создаются для работы с периодическими остановками на конец недели (с ночи пятницы до утра в понедельник) и ежесуточно (на ночь). Полупиковые турбины (и турбоустановки) с учетом их малого числа часов работы в году выполняют более простыми и соответственно более дешевыми (на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилиндров). Электроэнергетика России в силу ряда причин всегда страдала от недостатка в энергосистеме полупиковых мощностей. Примерно 25 лет назад ЛМЗ спроектировал полупиковую конденсационную турбину мощностью 500 МВт на параметры 12,8 МПа, 510 °С/510 °С. Головной образец этой турбины предполагалось установить на Лукомльской ГРЭС (б. Белоруссия). Однако до сих пор ни одной специальной полупиковой турбины в России не работает. Вместе с тем в Японии и США работают десятки полупиковых турбин упрощенной конструкции.

  • 5. По конструктивным особенностям паровые турбины можно классифицировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов.


По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые. Количество цилиндров определяется объемным пропуском пара в конце процесса расширения. Чем меньше плотность пара, т.е. меньше его конечное давление, и чем больше мощность турбины, т.е. больше массовый расход, тем больше объемный пропуск и соответственно требуемая площадь для прохода пара через рабочие лопатки последней ступени. Однако если рабочие лопатки делать длиннее, а радиус их вращения больше, то центробежные силы, отрывающие профильную часть лопатки, могут возрасти настолько, что лопатка оторвется. Поэтому с увеличением мощности сначала переходят на двухпоточный ЦНД, а затем увеличивают их число. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности 50—60 МВт, двухцилиндровыми — до 100—150 МВт, трехцилиндровыми — до 300 МВт, четырехцилиндровыми — до 500 МВт, пятицилиндровыми — вплоть до 1300 МВт.

По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные. Быстроходные турбины имеют частоту вращения 3000 об/мин = 50 об/с. Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. На эту частоту строят большинство паровых турбин для ТЭС, ТЭЦ и частично для АЭС в нашей стране и почти во всем мире. В Северной Америке и на части территории Японии быстроходные турбины строят на частоту вращения 3600 об/мин = 60 об/с, так как там принятая частота сети равна 60 Гц.

Ранее в говорилось о том, что поскольку из-за низких начальных параметров работоспособность пара в турбинах АЭС мала, а снижение капитальных затрат требует увеличения мощности, т.е. массы пропускаемого пара, то объемный расход на выходе из турбины оказывается столь значительным, что оказывается целесообразным переход на меньшую частоту вращения. Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть целым и четным, то переход на использование четырехполюсного электрогенератора и получения той же частоты сети, что и при двухполюсном электрогенераторе, требует снижения частоты вдвое. Таким образом, тихоходные турбины в нашей стране имеют частоту вращения 1500 об/мин = 25 об/с.


Рис.10 Тихоходная турбина насыщенного пара мощностью 1160 МВт для американской АЭС.


На рис. 10 показана тихоходная атомная турбина фирмы ABB мощностью 1160 МВт на частоту вращения 30 об/с. Гигантские размеры турбины хорошо видны в сравнении с фигурой человека, стоящего у средней опоры ее валопровода. Турбина не имеет ЦСД, и пар из ЦВД направляется в два горизонтальных сепаратора-пароперегревателя (СПП), а из них — раздается на три двухпоточных ЦНД. По такой же схеме на частоту вращения 25 об/с построены энергоблоки мощностью 1000 МВт на Балаковской и Ростовской АЭС.

Для АЭС, построенных для теплых климатических условий, т.е. для высокой температуры охлаждающей воды и соответственно высокого давления в конденсаторе), можно строить и быстроходные атомные турбины (рис. 11). Пар к ЦВД турбины поступает из реакторного отделения по четырем паропроводам 11. Пройдя ЦВД, пар поступает к СПП 10 вертикального типа, а после них с помощью ресивера 3 раздается на три одинаковых двухпоточных ЦНД 4. Под каждым ЦНД установлен свой конденсатор, также хорошо видный на макете.

По числу валопроводов различают турбины одновальные (имеющие один валопровод — соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора) и двухвальные (имеющие два валопровода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара). На российских тепловых электростанциях используют только одновальные турбины.В начале 70-х годов на Славянской ГРЭС на Украине построена единственная двухвальная турбина мощностью 800 МВт, да и то потому, что в то время не было электрогенератора мощностью 800 МВт.


Рис.11 Быстроходная атомная турбина мощностью 1093 МВт для испанской АЭС (“ Трилло”), построенная фирмой Siemens.


Для обозначения типов турбин ГОСТ предусматривает специальную маркировку, состоящую из буквенной и числовой частей. Буквенная часть указывает тип турбины, следующее за ней число — номинальную мощность турбины в мегаваттах. Если необходимо указать и максимальную мощность турбины, то ее значение приводят через косую черту. Следующее число указывает номинальное давление пара перед турбиной в МПа: для теплофикационных турбин далее через косую черту указывают давление в отборах или противодавление в МПа. Наконец, последняя цифра, если она имеется, указывает номер модификации турбины, принятый на заводе-изготовителе.

Приведем несколько примеров обозначений турбин.

Турбина К-210-12,8-3 — типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2), третьей модификации.

Трубина П-6-3,4/0,5 — типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,5 МПа.

Турбина Т-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-25/30-8,8/1 — типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 8,8 МПа (90 ат) и абсолютным давлением отбираемого пара 1 МПа.

Турбина Р-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.

Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики.

Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования, предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандартах (ГОСТ). Здесь мы остановимся только на наиболее важных из них.

Прежде всего, к турбине предъявляется ряд требований, которые можно охватить одним термином — надежность. Надежность технического объекта — это его свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к паровой турбине надежность — это бесперебойная выработка мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также недопущения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Важно подчеркнуть, что понятие надежности включает в себя и понятие экономичности. Бесперебойно работающая турбина, работающая с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних неполадок, не может считаться надежной. Надежность — это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живучесть, безопасность. Не вдаваясь в строгие определения этих подсвойств, отметим главные из них.

Безотказность — это свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для турбин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна быть не менее 6250 ч, а меньшей мощности — не менее 7000 ч, а для турбин АЭС — не менее 6000 ч. Если учесть, что в календарном году 8760 ч и что какое-то время турбина не работает (например, по указанию диспетчера энергосистемы), то это означает, что отказы по вине турбины в среднем должны происходить не чаще 1 раза в год.

Полный установленный срок службы турбины ТЭС должен быть не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. При этом оговаривается два важных обстоятельства. Первое: этот срок службы не относится к быстроизнашивающимся деталям, например, рабочим лопаткам, уплотнениям, крепежным деталям. Для таких деталей важен средний срок службы до капитального ремонта (межремонтный период). В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее 6 лет (кроме того, на ТЭС и АЭС реализуется плановая система текущих и планово-предупредительных ремонтов).

Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре свыше 450 °С, кроме такого показателя долговечности, как срок службы, вводится другой показатель — ресурс — суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. На этапе проектирования предельное состояние определяется как назначенный ресурс. По определению — это ресурс, при достижении которого эксплуатация турбины должна быть прекращена независимо от ее технического состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина может сохранить значительную дополнительную работоспособность (остаточный ресурс) и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины продляют. Учитывая нелогичность применительно к турбине термина «назначенный ресурс», стали употреблять термин «расчетный ресурс». Таким образом, расчетный (назначенный) ресурс — это наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.

ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса (он должен быть установлен в технических условиях или техническом задании на ее проектирование в каждом конкретном случае). Долгие годы расчетный ресурс составлял 100 тыс. ч, сейчас — как правило, 200 тыс. ч. Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность. Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее цилиндров.

Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механическую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: в хороших турбинах он составляет 90—94 %. Коэффициент полезного действия ЦВД и ЦНД существенно меньше и в среднем составляет 84—86 %. Это уменьшение обусловлено существенно более сложным характером течения пара в решетках очень малой (несколько десятков миллиметров в первых ступенях ЦВД) и очень большой (1 м и более) в последних ступенях ЦНД высотой решеток. Рассчитать это течение и подобрать под него профили лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах. Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и оказывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.

Кроме приведенных технических требований ГОСТ содержит многочисленные другие требования, в частности, к системе защиты турбины при возникновении аварийных ситуаций, к маневренности (диапазон длительной работы — обычно 30—100 % номинальной мощности; продолжительности пуска и остановки, число возможных пусков и т.д.), к системе регулирования и управления турбиной, к ремонтопригодности и безопасности (пожаробезопасности, уровня вибрации, шума и т.д.), методов контроля параметров рабочих сред (пара, масла, конденсата), транспортирования и хранения.
image002.jpg
 
* image002.jpg
(7.3 Кб, 157x178)  [скачать]  [загрузок: 119]
image014.jpg
 
* image014.jpg
(8.35 Кб, 179x211)  [скачать]  [загрузок: 115]
image020.jpg
 
* image020.jpg
(7.93 Кб, 178x212)  [скачать]  [загрузок: 113]
image021.jpg
 
* image021.jpg
(53.88 Кб, 532x354)  [скачать]  [загрузок: 155]
image023.jpg
 
* image023.jpg
(36.64 Кб, 439x335)  [скачать]  [загрузок: 141]
image025.jpg
 
* image025.jpg
(31.87 Кб, 519x351)  [скачать]  [загрузок: 149]
Foxson
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #190 : 10 Ноября 2021 года, 14:24
(ссылка на это сообщение)

Попались на глаза глобальные карты солнца-ветра от серьёзных источников https://globalwindatlas.info/
https://globalsolaratlas.info
и пояснения https://unece.org/fileadmin/DAM/energy/se/pdfs/gere/2019/ws_method_WindSolar_CIS_Nur-Sutlan_June2019/%D0%BC%D0%B5%D1%82%D0%BE%D0%B4%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D1%8F_fin2106.pdf
По ним можно прикинуть во сколько раз номинальная мощность ВИЭ должна быть больше потребляемой мощности по регионам планеты

Монтажник (Челябинск, Россия)
Страниц: 1 ... 10 11 12 [13]  Все   Вверх
ВЕРСИЯ ДЛЯ ПЕЧАТИ



Сейчас Вы - Гость на форумах «Проектант». Гости не могут писать сообщения и создавать новые темы.
Преодолейте несложную формальность - зарегистрируйтесь! И у Вас появится много больше возможностей на форумах «Проектант».


Здравствуйте, Гость
Сейчас Вы присутствуете на форумах в статусе Гостя.
Для начала общения надо зарегистрироваться или пройти авторизацию:
Вам не пришло письмо с кодом активации?
 
 
  (забыли пароль?)  
   

если Вы не зарегистрированы, то
пройдите регистрацию
Создать тему
Последние сообщения на Электротехническом форуме
автор: Mav
Сегодня в 17:49

автор: Sovkov 2801
Сегодня в 15:48

автор: Патриотка
Сегодня в 11:47

автор: Привод
Вчера в 15:14

автор: mastaq
27 Июня 2022 года, 21:35

27 Июня 2022 года, 13:52

27 Июня 2022 года, 13:14

автор: Водик
27 Июня 2022 года, 10:05

автор: РоманC
26 Июня 2022 года, 19:37

26 Июня 2022 года, 14:50

автор: Привод
25 Июня 2022 года, 16:01

автор: Привод
25 Июня 2022 года, 15:54

автор: mastaq
23 Июня 2022 года, 20:48

автор: doctorRaz
23 Июня 2022 года, 16:57

автор: ТОЭ
23 Июня 2022 года, 16:48


Сейчас на форуме:
Сейчас на форумах: гостей - 431, пользователей - 4
Имена присутствующих пользователей:
Fasa, Mav, УЦ РЕСУРС, Electric
Контактные данные| Партнёрская программа | Подробная статистика
Настройка форумов © «Проектант» | Конфиденциальность данных
Powered by SMF 1.1.23 | SMF © 2017, Simple Machines