Скидка на подшипники из наличия!
Новое поступление товара в 2026 году!
Паровая турбина — тепловой двигатель, преобразующий потенциальную энергию пара в механическую работу вращения ротора. Турбины являются основным приводом электрогенераторов на тепловых (ТЭС, ТЭЦ) и атомных (АЭС) электростанциях. Единичная мощность современных энергетических паровых турбин достигает 1200 МВт для АЭС и 800–1200 МВт для ТЭС. Устройство паровой турбины включает статор (корпус с направляющими аппаратами), ротор (вал с рабочими лопатками), систему подшипников, уплотнений, парораспределения и регулирования.
Рабочий процесс паровой турбины основан на преобразовании теплоперепада в кинетическую энергию потока пара, которая затем передаётся рабочим лопаткам ротора. Пар высоких параметров (давление, температура) поступает в сопловой аппарат, где расширяется с увеличением скорости. Струя пара воздействует на криволинейные рабочие лопатки, закреплённые на роторе, создавая крутящий момент.
Основные конструктивные элементы паровой турбины:
Статор — неподвижная часть, включающая наружный и внутренний корпуса, обоймы с диафрагмами, сопловые аппараты, корпуса подшипников. Корпус выполняется разъёмным в горизонтальной плоскости для обеспечения монтажа и ремонта ротора.
Ротор — вращающаяся часть, состоящая из вала с закреплёнными на нём рабочими лопатками. По конструкции различают цельнокованые роторы (для ЦВД и ЦСД), сварные и насадные (с насадными дисками — для ЦНД). Частота вращения роторов турбин ТЭС — 3000 об/мин (50 Гц), турбин АЭС — 3000 или 1500 об/мин.
Подшипники — опорные (радиальные) и упорный (осевой). Опорные подшипники — гидродинамические скользящего трения с баббитовой заливкой. Упорный подшипник воспринимает осевое усилие ротора.
Уплотнения — лабиринтовые паровые, предотвращающие утечки пара через зазоры между ротором и статором. В концевых уплотнениях ЦНД обеспечивается подвод уплотняющего пара для предотвращения подсоса воздуха в вакуумную часть.
Типы паровых турбин определяются назначением, характером теплового процесса и способом использования отработавшего пара. На ТЭС и ТЭЦ применяются следующие основные типы:
Обозначение турбины включает тип, номинальную электрическую мощность, начальное давление пара и порядковый номер модификации. Для теплофикационных турбин через дробь указывается мощность в конденсационном режиме или тепловая нагрузка.
Примеры расшифровки:
К-300-240 — конденсационная, 300 МВт, начальное давление 23,5 МПа (240 кгс/см2)
Т-250/300-240 — теплофикационная, 250 МВт на теплофикационном режиме / 300 МВт на конденсационном, давление 23,5 МПа
ПТ-135/165-130 — производственно-теплофикационная, 135/165 МВт, давление 12,8 МПа
К-1000-60/3000 — конденсационная для АЭС, 1000 МВт, давление 5,88 МПа (60 кгс/см2), частота вращения 3000 об/мин
Начальное давление 12,8 МПа соответствует докритическим параметрам (стандартная серия «130»), 23,5 МПа — сверхкритическим (серия «240»). Температура свежего пара и пара промежуточного перегрева на отечественных турбинах — 540 °С (ранее 535 °С на части блоков). Давление в конденсаторе — 3,4–5,0 кПа в зависимости от температуры охлаждающей воды.
Проточная часть турбины — совокупность неподвижных (сопловых) и вращающихся (рабочих) лопаточных решёток, образующих ступени. Разделение на цилиндры обусловлено большим перепадом давления (от 23,5 МПа до 3–5 кПа) и необходимостью промежуточного перегрева пара.
ЦВД принимает свежий пар начальных параметров. Выполняется однопоточным (или противоточным с подводом пара в среднюю часть). Корпус — двустенный (внутренний и наружный), что снижает перепад давления на каждую стенку и температурные напряжения. Ротор — цельнокованый. Число ступеней — 12–13 (для турбин на сверхкритические параметры). После ЦВД пар с давлением 3,5–4,0 МПа направляется в промежуточный пароперегреватель котла.
ЦСД принимает пар после промперегрева с давлением 3,2–3,6 МПа и температурой 540 °С. Выполняется однопоточным или двухпоточным, одностенным. Ротор — цельнокованый. Число ступеней — 10–12. В теплофикационных турбинах ЦСД может разделяться на ЦСД-1 и ЦСД-2, между которыми выполняются регулируемые отопительные отборы пара.
ЦНД работает при давлении ниже атмосферного и выполняется двухпоточным (пар из центральной камеры расходится на два симметричных потока), что компенсирует осевое усилие. Число ступеней в каждом потоке — 3–5. Рабочие лопатки последних ступеней — наиболее нагруженные элементы турбины, их длина достигает 940–1200 мм при среднем диаметре 2300–2400 мм. Отработавший пар из выходных патрубков ЦНД направляется вниз в конденсатор.
Площадь выхлопа — суммарная площадь кольцевых сечений последних ступеней ЦНД — определяет пропускную способность турбины на конденсационном режиме. Для турбины К-300-240 суммарная площадь выхлопа составляет около 11,5 м2 (два потока). Для турбины Т-250/300-240 с лопаткой 940 мм — около 14,1 м2.
Ступень паровой турбины состоит из соплового аппарата (неподвижная решётка) и рабочей решётки (на роторе). По принципу работы ступени подразделяются на два основных типа:
Активная ступень (импульсная). Весь теплоперепад срабатывается в сопловом аппарате, пар ускоряется до высокой скорости и воздействует на рабочие лопатки без перепада давления на них. Степень реактивности ρ = 0. На практике применяются ступени с малой реактивностью (ρ = 0,05–0,15) для обеспечения осевого усилия, удерживающего пар от перетечек.
Реактивная ступень. Теплоперепад распределяется примерно поровну между сопловым и рабочим аппаратами (ρ ≈ 0,5). Пар расширяется и в рабочих лопатках, создавая дополнительную реактивную силу. Ступени с высокой реактивностью обеспечивают более высокий КПД, но требуют надёжных концевых уплотнений из-за перепада давления на рабочих лопатках.
Ступень скорости (двухвенечная, Кёртиса). Применяется в качестве регулирующей (первой) ступени. Состоит из соплового аппарата, первого ряда рабочих лопаток, промежуточного направляющего аппарата и второго ряда рабочих лопаток. Позволяет срабатывать большой теплоперепад при умеренной окружной скорости. Используется для регулирования мощности при сопловом парораспределении.
Промежуточный перегрев (промперегрев) — повторный нагрев пара после ЦВД перед подачей в ЦСД. Пар с давлением 3,5–4,0 МПа и температурой 300–330 °С (после расширения в ЦВД) направляется в промежуточный пароперегреватель котла и нагревается до 540 °С. Промперегрев повышает КПД цикла на 4–5% и снижает конечную влажность пара в последних ступенях ЦНД, что уменьшает эрозионный износ рабочих лопаток.
Промперегрев обязателен для турбин мощностью 200 МВт и более, работающих как на докритических, так и на сверхкритических параметрах.
Регенеративный подогрев — использование пара нерегулируемых отборов из промежуточных ступеней турбины для ступенчатого подогрева конденсата и питательной воды. Система включает 7–9 подогревателей (4–5 подогревателей низкого давления — ПНД, деаэратор, 2–3 подогревателя высокого давления — ПВД), которые нагревают питательную воду от температуры конденсата (~30–35 °С) до 230–265 °С перед подачей в котёл.
Эффект регенерации: регенеративный подогрев повышает термический КПД цикла на 10–12% по сравнению с циклом без регенерации. Оптимальная температура питательной воды составляет 0,65–0,75 от температуры насыщения при начальном давлении. Для турбин серии «240» (23,5 МПа) температура питательной воды — 260–265 °С, для серии «130» (12,8 МПа) — 229–232 °С.
Турбины АЭС работают на насыщенном или слабоперегретом паре с давлением 5,9–7,0 МПа и температурой 274–285 °С (для реакторов ВВЭР). Особенности паровых турбин АЭС:
Отсутствие промежуточного перегрева в котле — вместо него применяется сепарация влаги и паровой промперегрев в сепараторах-пароперегревателях (СПП), расположенных вне турбины.
Повышенная влажность пара (до 12–14% в последних ступенях), что требует применения влагоудаления и специальных профилей рабочих лопаток со стеллитовыми наплавками против эрозии.
Большие объёмные расходы пара при относительно низком начальном давлении, что обусловливает крупные габариты проточной части — турбины АЭС имеют 3–4 двухпоточных ЦНД.
Тихоходные турбины (1500 об/мин) позволяют увеличить длину лопаток последних ступеней и площадь выхлопа, но требуют четырёхполюсного генератора и имеют большие массогабаритные характеристики. Быстроходные (3000 об/мин) компактнее, но предъявляют более жёсткие требования к прочности рабочих лопаток ЦНД.
Сопловое парораспределение — пар подводится через несколько групп сопел (4–6 сопловых коробок), каждая из которых управляется своим регулирующим клапаном. При частичных нагрузках работает часть сопловых групп с полным давлением, что обеспечивает более высокий КПД на переменных режимах. Первая ступень — регулирующая (с парциальным подводом). Применяется на турбинах К-200, К-300.
Дроссельное парораспределение — пар подводится одновременно ко всем соплам первой ступени через регулирующие клапаны, работающие параллельно. При снижении нагрузки все клапаны прикрываются одновременно, дросселируя пар. КПД на частичных нагрузках ниже, но конструкция проще. Применяется на турбинах АЭС (К-1000-60) и некоторых теплофикационных турбинах.
Система регулирования поддерживает частоту вращения ротора (и, соответственно, частоту электрического тока) при изменении нагрузки. Основной элемент — центробежный регулятор частоты вращения или его электронный аналог в электрогидравлической системе регулирования (ЭГСР). Современные турбины оснащаются микропроцессорными АСУ ТП с непрерывным контролем параметров.
Защитные устройства обеспечивают аварийное закрытие стопорных клапанов при повышении частоты вращения (автомат безопасности срабатывает при 110–112% номинальной частоты), осевом сдвиге ротора, падении давления масла, повышенной вибрации и других аварийных ситуациях.
Контроль вибрации — основной метод оценки технического состояния турбоагрегата в процессе эксплуатации. Измеряются:
Вибрация подшипников (корпусная) — по ГОСТ Р ИСО 10816 (абсолютная вибрация корпусов подшипников). Для турбоагрегатов мощностью более 50 МВт допустимая вибрация в зоне А (новые или отремонтированные машины) — до 2,8 мм/с (среднеквадратичная виброскорость).
Вибрация вала (относительная) — по ГОСТ Р ИСО 7919 (измеряется бесконтактными датчиками перемещения в подшипниковых опорах). Контролируется размах виброперемещения вала.
Тепловое состояние турбины определяет допустимую скорость пуска и нагружения. Контролируются: температура металла корпусов ЦВД и ЦСД (наружная и внутренняя стенки), относительное удлинение роторов (разность тепловых расширений ротора и статора), температура подшипников, осевой сдвиг ротора. Разность температур верхней и нижней половин корпуса ЦВД не должна превышать 30–50 °С для предотвращения термических деформаций и задеваний.
В конденсационной турбине весь отработавший пар поступает в конденсатор при давлении 3–5 кПа — тепловая энергия отработавшего пара не используется. В теплофикационной турбине часть пара отбирается из промежуточных ступеней при давлении 0,06–0,25 МПа для подогрева сетевой воды систем теплоснабжения. Это позволяет повысить КПД использования топлива с 35–42% (К) до 75–85% (Т).
ЦВД — цилиндр высокого давления, принимающий свежий пар начальных параметров (23,5 или 12,8 МПа, 540 °С). ЦСД — цилиндр среднего давления, работающий после промежуточного перегрева (3,2–3,6 МПа, 540 °С). ЦНД — цилиндр низкого давления, выполняемый двухпоточным, из которого пар поступает в конденсатор при давлении 3–5 кПа. Разделение на цилиндры обусловлено большим перепадом давления и необходимостью промперегрева.
Промежуточный перегрев повышает КПД цикла на 4–5% и снижает влажность пара в последних ступенях ЦНД с 12–14% до 8–10%, что уменьшает эрозионный износ рабочих лопаток и увеличивает их ресурс. Промперегрев обязателен для всех турбин мощностью 200 МВт и более.
При расширении пара до давления конденсации (3–5 кПа) его удельный объём резко возрастает, требуя больших проходных сечений. Двухпоточная (или многопоточная) конструкция удваивает пропускную способность при тех же длинах лопаток и, кроме того, компенсирует осевое усилие на ротор, поскольку потоки направлены навстречу друг другу.
Турбины АЭС работают на насыщенном паре низких параметров (5,9–7 МПа, 274–285 °С вместо 23,5 МПа, 540 °С у ТЭС). Из-за этого они не имеют ЦСД и промперегрева в котле, но оснащаются сепараторами-пароперегревателями (СПП). Объёмный расход пара значительно выше, что требует 3–4 ЦНД. Часть турбин АЭС работает на пониженной частоте вращения 1500 об/мин (тихоходные).
Регенеративный подогрев — ступенчатый нагрев конденсата и питательной воды паром нерегулируемых отборов из промежуточных ступеней турбины. Система включает 7–9 подогревателей (ПНД, деаэратор, ПВД), которые нагревают воду от ~30 °С до 230–265 °С. Это повышает термический КПД цикла на 10–12%.
По ГОСТ Р ИСО 10816-2 для турбоагрегатов мощностью более 50 МВт: зона А (хорошее состояние) — до 2,8 мм/с (среднеквадратичная виброскорость), зона В (допустимое) — до 5,3 мм/с, зона С (предупредительное) — до 8,5 мм/с, зона D (опасное, требуется останов) — свыше 8,5 мм/с. Вибрация контролируется непрерывно штатной системой вибромониторинга.
При сопловом парораспределении пар подаётся через несколько отдельных групп сопел, каждая со своим регулирующим клапаном. При частичной нагрузке часть групп полностью открыта, часть закрыта — КПД регулирующей ступени выше. При дроссельном все клапаны работают параллельно и пар дросселируется одновременно — конструкция проще, но КПД на переменных нагрузках ниже. Сопловое применяется на К-200, К-300, дроссельное — на К-1000 АЭС.
Лопатки ЦВД и ЦСД изготавливаются из жаропрочных хромистых сталей (12Х13, 20Х13, 15Х11МФ) и сплавов на никелевой основе для высокотемпературных ступеней. Лопатки последних ступеней ЦНД — из титановых сплавов (ТС5, ВТ6) или высокопрочных нержавеющих сталей (типа 13Х11Н2В2МФ), обеспечивающих высокую прочность при длине до 1200 мм.
Назначенный срок службы энергетической паровой турбины составляет 200 000–250 000 часов (порядка 25–30 лет эксплуатации). При этом каждые 25 000–50 000 часов выполняются плановые капитальные ремонты с ревизией проточной части, подшипников и уплотнений. Продление ресурса свыше назначенного срока допускается по результатам экспертизы промышленной безопасности.
Отказ от ответственности. Настоящая статья носит исключительно ознакомительный и справочный характер. Автор не несёт ответственности за возможные ошибки и неточности, а также за последствия применения изложенной информации при проектировании, монтаже, наладке или эксплуатации паротурбинного оборудования. При выполнении проектных работ и принятии технических решений следует руководствоваться действующими нормативными документами и заводской документацией. Для ответственных решений рекомендуется привлечение квалифицированных специалистов.
1. Щегляев А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: В 2 т. — М.: Энергоатомиздат.
2. Трухний А. Д., Ломакин Б. В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. — М.: МЭИ.
3. Костюк А. Г., Фролов В. В. Паровые и газовые турбины. — М.: Энергоатомиздат.
4. ASME PTC 6 Performance Test Code for Steam Turbines.
5. ГОСТ Р ИСО 10816-2 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Паровые турбины и генераторы мощностью более 50 МВт.
6. ГОСТ Р ИСО 7919-2 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Наземные паровые турбины и генераторы мощностью более 50 МВт.
7. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. — М.: Энергоатомиздат.
8. Leyzerovich A. S. Wet-Steam Turbines for Nuclear Power Plants. — PennWell.
9. Маргулова Т. Х. Атомные электрические станции. — М.: Высшая школа.
10. Техническая документация и каталоги: Силовые машины (ЛМЗ), УТЗ, Siemens SST, GE Steam Power.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.