Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Паровые турбины

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 04.06.13. Сдан: 2013. Страниц: 40. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ВВЕДЕНИЕ
 
Современные паровые  и газовые турбины являются основным двигателем тепловых и атомных электростанций, значение которых для энергетики определяется все возрастающими потребностями страны в электроэнергии. Паровые турбины позволяют осуществлять совместную выработку электрической энергии и теплоты, что повышает степень полезного использования теплоты органического и ядерного топлива. Газотурбинные и парогазовые установки обеспечивают высокую маневренность электростанций для покрытия пиковой части суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме и высокий КПД (ПГУ).
 Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной тепловой электростанции, в том числе на атомной. Паровая турбина получила также широкое распространение в качестве двигателя для кораблей военного и гражданского флота. Паровые турбины используются, кроме того, для привода различных машин — насосов и др.
 Паровая турбина, обладая  большой быстроходностью, отличается сравнительно малыми размерами и массой и может быть построена на очень большую мощность (миллион киловатт и более), вместе с тем паровая турбина достигает высокой экономичности и имеет высокий  К.П.Д.
Современные паротурбинные  ТЭЦ различают по следующим признакам:
1) по  назначению     (видам     покрываемых    нагрузок) — районные (коммунальные, промышленно-коммунальные), снабжающие теплом и электроэнергией потребителей    всего    района,    и    промышленные(заводские);
 2) по начальным параметрам   пара   перед  турбиной — низкого
   (до 4 МПа), среднего  (4—6 МПа), высокого  (9—13 МПа)   и сверхкритического (24 МПа) давления.
Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:
    теплофикационные    (тип Т), выполняемые   с    конденсатором и 
    регулируемыми отборами пара дли покрытия жилищно-коммунальных 
    нагрузок;
    промышленно-теплофикационные  (тип ПТ), выполняемые с конденсатором  и регулируемыми отборами пара для покрытия промышленных и жилищно-коммунальных нагрузок;
    противодавленческие   (тип Р), не имеющие конденсатора;  весь 
    отработавший   пар   после  турбины  направляется  потребителям  тепла.
Турбины типа Т и ПТ являются универсальными, так как за счет перепуска части или всего количества пара в конденсатор могут вырабатывать электрическую энергию независимо от тепловой нагрузки отборов. Турбины типа Р вырабатывают электроэнергию только комбинированным методом, поэтому они используются для покрытия постоянных тепловых нагрузок, как правило, технологических нагрузок промышленных предприятий.
Для организации рационального  энергоснабжения страны особенно большое  значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным технологическим  способом производства электрической  и тепловой энергии и одним  из основных путей снижения расхода  топлива на выработку указанных  видов энергии. В комбинированной  выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого  раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия  вырабатывается на конденсационных  тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая – в котельных.
 
 
 
1 ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ПОНЯТИЯ О ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКЕ
     
Паротурбинная установка  предназначена для преобразования тепловой энергии пара, получаемой в котле при сгорании топлива, в механическую энергию на валу турбины. На электрической станции эта  механическая энергия превращается в электрическую энергию в  электрическом генераторе.   
Принципиальная схема  паротурбинной установки для  привода электрогенератора приведена на рис. 1.1.



 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рис. 1-1. Принципиальная схема  паротурбинной установки без промежуточного перегрева пара.
 
Свежий пар из котла 1 и  пароперегревателя 2, где он получил  тепло от сгоревшего топлива, поступает  в турбину 3 и, расширяясь в ней, совершает  работу, вращая ротор электрического генератора 5. По выходе из турбины пар  поступает в конденсатор 4, где происходит его конденсация. Далее конденсат отработавшего пара конденсатным насосом 6 прокачивается через подогреватель низкого давления 7 в деаэратор 8. Из деаэратора питательным насосом 9 вода подается через подогреватель высокого давления 10 в котел 1.
 
Паровая турбина и электрогенератор составляют турбоагрегат. Подогреватели 7 и 10 и деаэратор 8 образуют систему регенеративного подогрева питательной воды с использованием пара из нерегулируемых отборов паровой турбины.
Принципиальная схема  паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара представлена на рис. 1-2. Свежий пар по выходе из основного пароперегревателя 2 поступает в ЦВД, где отдает свою тепловую энергию для выработки механической энергии. Из ЦВД пар поступает к промежуточному пароперегревателю 3. После вторичного перегрева пар поступает в ЦНД 5, в которых расширяется до давления в конденсаторе, совершая полезную работу. По выходе из ЦНД пар поступает в конденсаторы 7, где происходит его конденсация. Получившийся конденсат насосами 8 прогоняется через ПНД 9 и 10 в деаэратор 11. Питательный насос 12 подает воду через ПВД 13 в котел 1.


 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рис. 1.2. Принципиальная схема  паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара.
 
 
 
1— котел; 2— пароперегреватель  свежего пара; 3 — пароперегреватель  промежуточного пара; 4 — цилиндр  высокого давления турбины (ЦВД); 5 — цилиндр низкого давления  турбины (ЦНД); 6 — электрический  генератор; 7 — конденсаторы; 8 —  конденсатные насосы; 9 и 10— подогреватели низкого давления; 11 — деаэратор; 12 — питательный насос; 13—подогреватель высокого давления; 14 — дренажный насос.
 
2 ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОУСТАНОВКИ
2.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОБЛОКА
 
Экономичность выработки  электроэнергии — одно из основных требований, предъявляемых к энергетическим установкам. Стремление к повышению тепловой экономичности стимулирует освоение сверхкритического давления пара и использование промежуточного перегрева пара. Промперегрев позволяет не только избежать повышенной влажности в конце процесса расширения пара в турбине, но и обеспечить рост КПД цикла. Использование промежуточного перегрева пара требует качественного изменения структуры электростанции, разрыва поперечных связей между ее основным оборудованием, что предопределяет создание блочных систем «котел—турбина»; сохраняются лишь некоторые второстепенные поперечные связи, как правило, не участвующие в стационарных эксплуатационных режимах, но необходимые для обеспечения переходных, в том числе, пусковых, режимов.
В состав тепломеханического оборудования серийного энергоблока  СКД мощностью 500 МВт входят:
      прямоточный однокорпусный котел с вспомогательным оборудованием (система пылеприготовления, тягодутьевые машины, насосы и т. д.);
      турбина К-500-240-2 с конденсаторами и вспомогательным оборудованием (система регенерации высокого и низкого давления, питательно-деаэраторная установка, конденсатные, питательные и дренажные насосы, дренажно-продувочная система и т. д.);
      система циркуляционного водоснабжения;
      основные и вспомогательные трубопроводы с запорной, регулирующей и предохранительной арматурой;
      специализированные оборудование, трубопроводы и арматура пусковой схемы энергоблока (растопочный узел, расширители, ПСбУ и т. д.);
      система автоматического регулирования, защит и блокировок.
 
Серийные энергоблоки  мощностью 500 МВт выполнены по моноблочной  схеме в отличие от опытно-промышленного  блока, состоящего из двух котлов и  турбины К-500-240. Оба типоразмера  блока имеют пусковую схему с  одноступенчатым байпасированием турбины при пусках, остановах и сбросах нагрузки.
Турбоустановка К-500-240-2 спроектирована для работы в блоке с однокорпусным прямоточным котлом СКД типа П-57, который предназначен для сжигания углей Экибастузского месторождения .
Котел имеет Т-образную компоновку. Пароводяной тракт состоит из двух параллельных потоков с автономными системами регулирования.
Система автоматического  регулирования котла обеспечивает возможность эксплуатации в базовом  и регулируемом режимах с поддержанием номинальных параметров свежего  и вторично перегретого пара. Частичная автоматизация пусковых операций позволяет стабилизировать основные параметры котла яри растопке.
Автоматическая защита котла предотвращает возникновение и развитие аварий при нарушении нормальных условий работы его узлов и систем и осуществляет в зависимости от технологической ситуации останов котла либо снижение нагрузки, либо отдельные защитные операции.
Система дистанционного управления обеспечивает изменение положения  регулирующих и запорных органов непосредственно с блочного щита управления.
 
 
 
2.2. ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ , ОБОРУДОВАНИЯ   КОНДЕНСАТОРНОЙ   УСТАНОВКИ
 
Одновальная паровая конденсационная  турбина К-500-240-2 номинальной мощностью 500 МВт состоит из однопоточных цилиндров
 
 


 
 
 
 
 
 
 
Рис. 2.1. Паровая   турбина   К-БОО-240-2 мощностью 500 МВт:
1 — цилиндр высокого давления; 2 — цилиндр среднего Давления; 3 — обшивка турбины; 4 — ресиверы; 5— цилиндр низкого давления I; 6 —цилиндр низкого давления II; 7 — дроссельно-охлаждающее устройство;  8 — конденсатор.
высокого и среднего давления и двух двухпоточных цилиндров низкого давления (рис. 2.1). Турбина предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока, который монтируется на общем фундаменте с турбиной. Параметры пара, поступающего на турбину: р=23,5 МПа (240 кгс/см2), t=540°С, после промперегрева: р=3,81 МПа (38,8 кгс/см2), t=540°С, давление в конденсаторах 3,9 кПа. Частота вращения роторов 50 с-1, направление вращения — по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника турбины в сторону генератора.
Ниже приведены основные технические данные по турбине (табл. 2.1).
Таблица   2.1. Основные технические данные турбины К-500-240-2
Наименование
Показатель
Конструктивная схема  Тип парораспределения Количество групп сопл
ЦВД+ЦСД+2ЦНД: Сопловой
3
Количество ступеней:
  в ЦВД
  в ЦСД
  в каждом ЦНД
 
10
11
5х2
Длина   лопатки    последней ступени ЦНД
Торцевая площадь выхлопа  ЦНД
1030 мм 4X8,2 м2
Длина турбины без генератора
29,5 м
Резонансные   частоты   вращения    системы    «валопровод — опоры» (опытные данные)
1200,   1350,   1450,    1650, 1780—1850,    1950,    2400, 2700,  3350—3400  об/мин
Срок службы  (ресурс) турбины,   за   исключением   быстроизнашивающихся      или изготовленные из жаропрочных материалов деталей. Расчетный ресурс деталей из жаропрочных материалов
30 лет
 
 
 
 
100 000 ч
Межремонтный период
4 года
Продолжительность пуска  и нагружения турбины от начала  вращения роторов  до полной нагрузки:
   из холодного состояния
   из неостывшего  состояния 
   из горячего состояния
 
 
 
 
7,0—8,0 ч 
2,0—4,0 ч
 
Не более 2 ч
Фикспункты турбины: количество: расположение
 
2
ЦНД-1 — по    оси    подшипника № 5, ЦНД-2 — по оси подшипника № 7
Упорный  подшипник:
тип
 
 
 
количество колодок
 
суммарная площадь рабочих колодок
 
Гидродинамический,    без масляной ванны, с уравнительной рычажной системой
 
8 (рабочая сторона)
8 (нерабочая сторона) 1200 см2
Опорные подшипники: количество подшипников турбины тип
количество сегментов  в подшипнике
8
Гидродинамические,   сегментные 4
Наименование
Показатель
размеры DXL:
 
№ 1—3
диаметр 300х170 мм
№ 4
диаметр 420х220 мм
№ 5—8
диаметр 520х270 мм
Валоповоротное устройство:
 
тип
Червячный редуктор с об-
гонной муфтой, привод —
электрический
частота вращения роторов, об/мин
4,0
мощность электропривода, кВт
30,0
частота вращения ротора
электропривода, об/мин
500
Система концевых  уплотнении:
 
тип
Лабиринтовые с раздельной подачей запирающего   пара   на   уплотнения
ЦВД-ЦСД    и    ЦНД,
с   эжекторным    отсосом
паровоздушной смеси
давление пара, подаваемого
в     «запирающие»     камеры
уплотнений
0,11—0,12    МПа     (1,1—
1, 2 кгс/см2)
давление       паровоздушной
смеси ' в    камерах    отсоса
в эжектор уплотнений
0,096 МПа (0,98 кгс/см2)
регулирование   давления   в
коллекторах
Электронное
регулирующие клапаны
Золотникового    типа    с
электрическим приводом

 
Конденсаторная установка.
В состав конденсаторной установки входят, два поверхностных конденсатора, основные эжекторы для удаления воздуха, конденсатные насосы I и II ступеней, циркуляционные насосы, водяные фильтры, трубопроводы арматура и т. д. Выхлоп отработавшего в турбине пара осуществляется из каждого ЦНД в свой конденсатор. Для возможности эксплуатации турбоагрегата с нагрузкой до 70% номинальной при одном отключенном конденсаторе между переходными патрубками конденсаторов выполнены два перепуска   коробчатого сечения общей площадью 12 м2. Установка конденсаторов — перпендикулярная относительно оси турбоагрегата.
 
 
2.3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА   ТУРБОУСТАНОВКИ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО  ОБОРУДОВАНИЯ
 
Турбоустановка  снабжена развитой системой регенеративного подогрева питательной воды и всережимными питательными насосами с конденсационными турбинными приводами. Кроме отборов на регенерацию, обеспечивается отпуск пара на теплофикационную установку, состоящую из двух подогревателей сетевой воды, на подогрев воздуха, подаваемого в котел, а также на подогрев добавка в цикл химически обессоленной воды, подаваемой в конденсаторы.
Система регенеративного  подогрева питательной воды и теплофикационная установка. Система регенерации выполнена однониточной, с минимальным количеством параллельных связей по пару, конденсату и питательной воде. Параметры пара, конденсата и питательной воды соответствуют режиму эксплуатации турбины при расходе свежего пара 1664 т/ч без отборов пара сверх регенерации (если это не оговорено особо).
Теплофикационная установка предназначена для подогрева сетевой воды, используемой для нужд теплоснабжения. Установка состоит, из основного и пикового бойлеров, а также охладителя дренажей бойлеров, рассчитана на выдачу теплоты потребителям в количестве до 29 МВт (25 Гкал/ч) при температурном графике сетевой воды 130/70 °С и обеспечивает тепловую нагрузку около 24 МВт (21 Гкал/ч) при температурном графике сетевой воды 97/55 °С, т. е. при умеренных температурах наружного воздуха. Питание основного и пикового бойлеров осуществляется соответственно из VII и V отборов.
Питательно-деаэраторная установка. В состав питательно-деаэраторной установки входят деаэраторы, предвключенные (бустерные) и главные питательные насосы, приводные турбины питательных насосов со своим вспомогательным оборудованием. Деаэраторы обеспечивают удаление неконденсирующихся газов: из питательной воды и осуществляют подогрев ее. Блок комплектуется двумя деаэраторами на рабочее давление 0,69 МПа (7 кгс/см2) с деаэрацйонными колонками типа ДСП-800 производительностью 800 т/ч каждая. Деаэраторы соединенй между собой паровыми и водяными уравнительными трубопроводами и работают как сообщающиеся сосуды.
Суммарная емкость деаэраторных баков 200 м3, что обеспечивает более  чем пятиминутный запас воды при  номинальной нагрузке блока.
Высотная отметка оси  бака деаэратора — 30,9 м. Высота установки  деаэраторных баков обеспечивает на всасе бустерных насосов необходимый подпор, предотвращающий вскипание воды.
Выпар деаэраторов используется для питания эжекторов турбины. Пар из паровой уравнительной линии деаэраторов при нормальной эксплуатации используется для питания уплотнений турбины.
Каждый из двух турбопитательных агрегатов турбоустановки К-500-240-2 включает приводную турбину, главный питательный насос и предвключенный (бустерный) насос, соединенный с валом главного насоса через редуктор. В схемах первых блоков с турбинами К-500-240-2 предусмотрена также установка четырех резервных бустерных насосов с электрическим приводом.Несколько блоков укомплектованы питательными насосами ПТН-1700-350.
 
3 КОНСТРУКЦИЯ ТУРБИНЫ  
3.1. РАСПОЛОЖЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ
 
Турбина К-500-240-2 представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат (рис. 4.1). Цилиндры на валу турбины  расположены последовательно по ходу пара: цилиндр высокого давления 3, цилиндр среднего давления 8, два двухпоточных цилиндра низкого давления 11, 21. Каждый ЦНД имеет два выхлопа на один конденсатор подвально го типа. Таким образом, турбина имеет четыре выхлопа на два конденсатора.
Цилиндр высокого давления своим паровпуском повернут к паровпуску ЦСД, и между ними расположен упорный подшипник 6. В цилиндре высокого давления помещено 10 ступеней — одна одновенечная регулировочная ступень и девять ступеней давления. Парораспределение турбины сопловое. Сопловые коробки соединены с внутренним корпусом посредством сварки.
В цилиндре среднего давления размещено 11 ступеней давления. В каждом потоке двухпоточных ЦНД имеется по пять ступеней давления, диафрагмы установлены в обойме, которая выполняет роль внутреннего корпуса'
Турбина снабжена валоповоротным устройством 20, которое вращает роторы турбо-агрегата частотой 0,07 с-1 (4,2 об/мин), при-водится в действие электродвигателем мощностью 30 кВт при частоте 25 с-1 (1500 об/мин) и допускает повторный пуск через любое время после ее остановки. Валоповоротное устройство расположено на крышке картера второго потока между ЦНД-I и ЦНД-Н.
На ЦВД и ЦСД установлена  система обогрева фланцев и шпилек, позволяющая сократить время пуска из холодного состояния. Система обогрева фланцев выполнена [9] по типу системы обогрева фланцев и шпилек турбины К-300-240-2. Часть системы обогрева непосредственно на турбине выполнена в виде коробов с подводящими и отводящими патрубками, приваренными к фланцам цилиндров ВД и СД, а также обнизок на горизонтальных разъемах, сверлений из короба в зазоры между шпильками и корпусом [43].
Для предотвращения чрезмерного  нагрева выхлопных патрубков ЦНД во время холостого хода (за счет вентиляционного действия пятых ступеней низкого давления) предусмотрена система орошения последних холодным конденсатом. Выполнена эта система в виде кольцевых коллекторов с форсунками и установлена на средних направляющих листах за пятыми ступенями низкого давления. Подвод конденсата к коллекторам осуществляется через переходный патрубок конденсатора. Из узлов системы регулирования непосредственно на ЦСД установлены два блока комбинированных стопорнорегулирующих клапанов промперегрева.
Регулирующие клапаны  ЦВД объединены в два блока  парораспределения (вместе со стопорными клапанами).
Из узлов электроавтоматики непосредственно на турбине установлены датчики: осевого сдвига  ротора   (в  средней  опоре  возле упорного подшипника); датчик относительного перемещения РВД — в опоре подшипника № 1; датчик относительного перемещения РСД — в картере ЦНД-I первого потока, датчик относительного  перемещения  РНД-1 — в картере ЦНД-II первого потока; датчик относительного перемещения РНД-П в картере ЦНД-П второго потока.
На каждом подшипнике установлены  термопары контроля температуры  баббита;    на
 



 
 
 
 
 
 
 


 
Рис. 4.1, Продольный разрез турбины  К-500-240-2 с поперечными разрезами  по паровпускам ЦВД, ЦСД, ЦНД:
1 — опора подшипников  № 1, 2; 2— подшипник опорный  № 1; 3—цилиндр высокого давления; 4 -г- подшипник опорный № 2; 5 — опора средних подшипников; 6 — подшипник упорный; 7 — подшипник опорный № 3; 8 — цилиндр среднего давления; 9 — подшипник опорный № 4; 10 — подшипник опорный № 5; 11 — наружный корпус ЦНД-1; 12 — уплотнение концевое ЦНД; 13 — уплотнение диафрагменное; 14 — обойма диафрагм ЦНД; 15 — экран обоймы ЦНД; 16 — направляющий аппарат ЦНД; 17 — диафрагмы  первой — пятой  ступеней  ЦНД;  18 — маслоотбойник;   19 — подшипник опорный № 6; 20 — валоповоротное устройство;  21 —
наружный корпус ЦНД-Н
 
трубопроводах слива масла из подшипников — дистанционный и местный показывающие термометры.
Тахогенератор и местный  показывающий тахометр  установлены  на  передней  опоре.
На всех цилиндрах осуществляется штатный замер параметров пара и  температурного состояния агрегата.
Свежий пар из котла  в турбину отводится двумя паропроводами диаметром 377X60 мм через главные паровые задвижки к двум отдельно стоящим блокам парораспределения, расположенным симметрично относительно продольной оси турбины.
От блоков парораспределения  к турбине пар подводится девятью нитками паропроводов к верхней половине подходят пять ниток паропроводов и к нижней — четыре. У турбины подводящие паропроводы объединяются в четыре патрубка, каждый из которых соединен с одной сопловой коробкой. Пар, пройдя регулировочную ступень и девять ступеней давления, двумя паропроводами диаметром 600 мм каждый отводится на промежуточный перегрев в котел. После промперегрева пар подводится к двум блокам клапанов промперегрева, пройдя которые попадает в кольцевую камеру внутреннего корпуса ЦСД и затем поступает на сопловой аппарат первой ступени ЦСД. Пройдя 11 ступеней ЦСД, пар четырьмя ресиверами диаметром 1000 мм каждый отводится в цилиндры низкого давления; из верхней части двумя ресиверами в ЦНД-1; из нижней части двумя ресиверами в ЦНД-П.
Ресиверы стальные, сварные. По четыре линзовых компенсатора на верхних  ресиверах и по восемь на нижних обеспечивают необходимую свободу  расширения. Нагрузка от нижних ресиверов воспринимается подвижными пружинными опорами. Особенностью ресиверов турбины К-500-240-2 является наличие направляющих лопаток, установленных внутри ресивера, которые улучшают распределение пара по сечению.
Соединение верхних ресиверов  с ЦСД осуществляется специальными фланцами, обеспечивающими хорошую плотность и технологичными в изготовлении; соединение верхних ресиверов с ЦНД осуществлено при помощи технологических фланцев, которые на монтаже обвариваются. Соединение нижних ресиверов с ЦСД осуществляется при помощи сварки, с ЦНД - при помощи технологических фланцев, которые на монтаже обвариваются.
Боковая компоновка ресиверов  повышает ремонтопригодность, позволяет вскрыть верхние части ЦСД и ЦНД без демонтажа ресиверов.
В цилиндры низкого давления пар подводится сбоку в нижние части. Паровпуск ЦНД выполнен таким образом, чтобы пар равно-мерно растекался в тангенциальном направлении. Рассекаемый на два потока направляющим аппаратом каждого ЦНД, пар поступает на сопловые аппараты первых ступеней; Пройдя пять ступеней, пар направляется в конденсатор.
Роторы ЦВД и ЦСД  цельнокованые, гиб-кие; роторы ЦНД — сварно-кованые, жесткие. Направление вращения роторов турбины по часовой стрелке, если смотреть на передний подшипник в сторону генератора.
Сегменты опорных подшипников выполнены с шаровыми опорами. Упорный подшипник выполнен с самоустанавливающимися упорными колодками, равномерно нагружаемыми при любом режиме работы.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями, пар к предпоследним камерам концевых уплотнений подводится по двум коллекторам, в которых автоматически поддерживается давление 0,11—0,12 МПа (1,12—1,22 кгс/см2). Паровоздушная смесь из крайних камер уплотнений отсасывается эжектором лабиринтового пара.
Корпусы ЦВД и ЦСД покрыты теплоизоляцией. Поверх теплоизоляции установлена металлическая обшивка. Корпуса ЦНД теплоизоляцией не покрываются из-за низкой температуры выхлопного пара. Обшивка выполнена по форме цилиндров низкого давления, чем достигается цельность и стройность форм агрегата. Обшивка состоит из каркаса, выполненного из проката, и собственно обшивки — из листовой двухмиллиметровой стали.
Поверх нижних ресиверов  установлены площадки для удобства обслуживания агрегата. Площадки закрывают также и трубопроводы подвода пара к клапанам промперегрева. К площадкам прикреплены встроенные лестницы.
В площадках имеются специальные  люки для доступа к задвижкам  и окна, закрытые решетками, для наблюдения за сливом масла из подшипников № 4—7.
В целях техники безопасности верхние ресиверы закрываются кожухами.
Конденсационное устройство, предназначенное для обслуживания турбины, состоит из двух конденсаторов, воздухоудаляющего устройства, конденсатных насосов I и II подъема, циркуляционных насосов и водяных фильтров.
Трубки развальцовываются в трубных досках при монтаже конденсатора. Корпус конденсатора сварной, поставляется на электростанцию в виде крупных транспортабельных продольных блоков, свариваемых на монта-же. На заводе производится контрольная сборка без трубок. Корпус конденсатора устанавливается на четырех пружинных опорах. Подвод и отвод охлаждающей воды производится снизу.
Регенеративная установка  предназначает-ся для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из пяти подогревателей низкого давления, деаэратора, трех подогревателей высокого давления, холодильников эжекторов, а также дренажных насосов.
Турбина имеет девять нерегулируемых отводов пара, предназначенных для  подогрева питательной воды в  подогревателях низкого давления, деаэраторе, подогревателях высокого давления до температуры 247 °С (при номинальной нагрузке турбины) и для питания двух приводных турбин питательных насосов.
Отборы пара на регенерацию  и турбопривод осуществляется:
на подогреватель № 9 —  за восьмой ступенью ЦВД;
на подогреватель № 8 —  из «холодной» нитки промперегрева;
на подогреватель № 7 —  за четвертой ступенью ЦСД;
на турбопривод и деаэратор — за шестой ступенью ЦСД;
на подогреватель № 5 и на теплофикацию — за девятой ступенью ЦСД;
на подогреватель № 4 и на подогрев воздуха — за одиннадцатой ступенью ЦСД;
на подогреватель № 3 и на теплофикацию—за первой ступенью ЦНД-1;
на подогреватель № 2 — за второй ступенью ЦНД-П;
на подогреватель № 1—за четвертой ступенью ЦНД-1 и ЦНД-П.
Добавок химобессоленной воды поступает в конденсатосборники конденсаторов и подогревается во всех подогревателях вместе с основным конденсатом.
Масляная система турбоагрегата централизованная, питает маслом марки Т-22 при температуре 45 °С подшипники турбины, генератора, резервного возбудителя, турбопитательных агрегатов и систему уплотнения вала генератора. В основном масляном баке устанавливаются фильтрующие сетки и пакет наклонных перегородок для воздухоотделения. Емкость бака 52 м3.
Турбина укомплектована маслоохладителями МБ-190-250 в количестве 4 шт., включая разервный. Теплообменная поверхность маслоохладителя — 193 м2, выполнена из трубок из сплава МНЖ 5-1-1 0 16X1.
Для облегчения последствий при аварийной остановке    турбоагрегата    без    насосов смазки подшипников в подшипники турбины поступает ограниченное количество масла из индивидуальных бачков.
Индивидуальные бачки  расположены: для подшипника № 1 — на крышке передней опоры; для подшипников № 2, 3 и упорного — на крышке средней опоры; для подшипников № 4, 5 — на верхней части выхлопного патрубка ЦНД-1 (сторона регулятора); для подшипника № 6 — на верхней части выхлопного патрубка ЦНД-1 (сторона генератора); для подшипника № 7 — на верхней части выхлопного патрубка ЦНД-П (сторона регулятора); для подшипника № 8 и подшипника генератора — на верхней части выхлопного патрубка   ЦНД-И   (сторона   генератора).
 
 
 
4 СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ
4.1ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
 
Автоматическая система  регулирования (АСР) выполнена с прямыми и обратными гидравлическими связями. Рабочее тело системы — конденсат. На большинстве выпущенных турбин АСР — гидродинамическая, на нескольких в качестве измерителя частоты вращения используется гидромеханический бесшарнирный центробежный датчик ВТИ. В систему предусмотрен ввод электрических сигналов различной величины и длительности, что позволяет турбине работать с разнообразными блочными и энергосистемными регуляторами (частоты, мощности, давления пара и т. д.).
Автоматическая система  защиты (АСЗ) — электрогидравлическая, с электрическими измерителями и гидравлической исполнительной частью. Только защита по превышению частоты вращения (автомат безопасности) выполнена механогидравлической. Надежность и быстродействие АСЗ достигаются дублированием элементов, исключением золотниковых пар, введением положительных обратных связей, периодическими проверками на остановленной и работающей турбине.
Основные характеристики систем АСР и АСЗ приведены в табл. 4.1.
Системы АСР и АСЗ турбины представляют собой системы, в значительной степени унифицированные с аналогичными системами турбин К-300-240 и К-300-240-2 и модернизированные в соответствии с опытом их эксплуатации. Развитие водяных систем регулирования   от   турбин     К-300-240   к   турбине
Таблица   4.1. Основные характеристики автоматических систем регулирования и защиты


 
 
 
 
 
К-500-240-2 стало возможным  только в результате многочисленных и разносторонних исследований, проведенных совместно с заводом организациями Союзтехэнерго, Южтехэнерго, Уралтехэнерго, Казэнергоналадка, ВТИ.
АСР и АСЗ турбин К-500-240-2 по сравнению с АСР и АСЗ  турбин К-300-240 имеют более простые  схемы связей и расхаживания, повышенное давление, меньшие запаздывания открытия клапанов при отработке команд импульсной разгрузки, более развитую электрическую часть и т. п. Ряд усовершенствований обеспечивает надежную работу систем при резких изменениях расхода: введены гидроаккумуляторы, функционально разделены трубопроводы силовой воды, установлены обратные клапаны на входе в тупиковые линии и т. д. Ряд мероприятий, особенно по увеличению надежности и ремонтопригодности отдельных механизмов, внедрен одновременно на турбинах К-500-240-2 и К-300-240-2 последних выпусков.
4.2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА АСР. НАЗНАЧЕНИЕ   И   ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ   ЭЛЕМЕНТОВ
Принципиальная схема  регулирования турбин изображена на рис. 4.1. По функциональному назначению все элементы АСР могут быть разбиты на четыре группы. Первая из них — сервомоторы с распределительными золотниками, вторая — измерители регулируемых параметров или возмущений и преобразователи в унифицированный сигнал управления сервомоторами (командные органы). Третья группа — устройства расхаживания отдельных элементов АСР и клапанов на работающей турбине, четвертая — элементы системы водоснабжения. В АСР имеются четыре сервомотора регулирующих клапанов 11: два — клапанов высокого давления (главные сервомоторы 9, 10) и два — клапанов промперегрева  (14, 15).Главные сервомоторы, каждый из которых перемещает четыре регулирующих клапана, — двухсторонние. В неподвижном состоянии усилия пара и пружин, действующие на клапаны, уравновешиваются разностью давлений на поршень сервомотора. Полости над и под поршнем в зависимости от положения отсечного золотника 7 могут быть связаны либо с напорным коллектором от насосов, либо с дренажным баком, либо быть отсоединенными от того и от другого. Последнее имеет место только при определенном, так называемом «среднем» положении отсечного золотника, при этом сервомотор неподвижен. При перемещении золотника вверх от среднего положения полость под поршнем сервомотора соединяется с напорным коллектором, противоположная полость — с дренажным баком, и сервомотор движется вверх, открывая клапаны.



Рис. 4.1. Принципиальная схема регулирования:
1 — бак импеллера; 2 —  насос-импеллер; 3 — золотник регулятора  скорости; 4, 16 — механизм управления турбиной; 5 — ограничитель мощности; 6 — промзолотник; 7 —отсечный золотник; 8 —линия обратной связи; 9, 10 — главные сервомоторы; 11 — регулирующий клапан; 12 — устройство для расхаживааия; 13 — силовая вода; 14, 15 — сервомоторы клапанов промперегрева; 17 — фильтр;    18 — электрогидропреобраэователь;   19 — линия 1-го усиления; 20 — следящая линия 1-го усиления
 
При перемещении золотника  вниз от среднего положения соответствующие полости соединяются не с напорным коллектором, а с дренажным баком и наоборот, и сервомотор движется, закрывая клапаны. Так как даже при небольшом смещении золотника от среднего положения давления в полостях сервомоторов приближаются к полному или нулевому, движение сервомотора не прекращается до тех пор, пока отсечный золотник не вернется в среднее положение.
Отсечный золотник 7 по существу представляет собой комбинацию двух жестко связанных элементов: собственно отсечного золотника, содержащего  распределительные кромки подвода конденсата к сервомотору, и промежуточного сервомотора, управляемого гидравлическими линиями, которые передают сигналы по положению командных органов и сервомотора. Давление под золотником (в следящей линии первого усиления 20) не зависит от положения золотника и сервомотора и представляет собой управляющий импульс для сервомотора. При увеличении этого давления золотник перемещается вверх, давая команду на открытие клапанов, при уменьшении—вниз, давая команду на закрытие.
Напротив, давление в линии  над золотником (линия обратной связи 8) зависит только от положения золотника  и сервомотора и не зависит  от   положения командных органов. Конденсат в линию обратной связи подается через дроссельное сечение, величина которого изменяется только при настройке. Слив из линии обратной связи может происходить через переменные сечения, определяемые положением золотника и сервомотора. При движении золотника или сервомотора вверх слив из линии обратной связи уменьшается, давление в ней растет, и отсечный золотник начинает перемещаться вниз.
Из сказанного ясно, что при росте давления в следящей линии 1-го усиления 20 (команда на открытие клапанов) в Первый момент происходит перемещение вверх отсечного золотника 7. При этом уменьшается слив из линии обратной связи 8, давление в ней растет. Как только это давление станет равным новому значению давления в следящей линии 1-го усиления, движение золотника прекратится. В результате смещения отсечного золотника из среднего положения вверх начинается перемещение сервомотора 9 на открытие. По мере этого перемещения также происходит уменьшение слива из линии обратной связи 8 и рост давления в ней. Отсечный золотник 7 под действием увеличившегося давления в линии обратной связи начинает перемещаться вниз. Однако движение сервомотора на открытие продолжается до тех пор, пока золотник не вернется в среднее положение, т. е. в положение, которое он занимал до изменения давления в следящей линии 1-го усиления. Таким образом, при любых положениях сервомотора 9 отсечный золотник 7 занимает одно и то же среднее положение, а каждому новому значению давления в линии 20 соответствует новое положение сервомотора 9 и новое значение давления в линии обратной связи 5.
Каждый из сервомоторов 9, 10, 14, 15 регулирующих клапанов имеет свой отсечный золотник и свою линию обратной связи, следящая линия 1-го усиления для всех золотников — общая.
Сервомоторы регулирующих клапанов промперегрева в отличие от главных — односторонние.
Конденсат от золотника подается только под поршень сервомотора, перемещая клапан на открытие. С противоположной стороны поршень нагружен пружинами; при подаче под поршень конденсата из напорного коллектора суммарное усилие на поршень направлено вверх, и клапан открывается; при соединении полости под поршнем с дренажем клапан закрывается пружинами. В связи с1 этим отсечные золотники сервомоторов промперегрева выполнены двухщелевыми (с одной отсечной бочкой), а не четырехщелевыми (с двумя отсечными бочками), как золотники главных сервомоторов. В остальном золотники сервомоторов промперегрева и схемы управления ими подобны золотникам и схемам главных сервомоторов.
Командных органов системы регулирования три: регулятор скорости с золотником 3 и механизмом управления турбиной (МУТ) 4; второй МУТ 16, на который обычно заводится сигнал по давлению свежего пара, и называемый поэтому регулятором давления, электрогйдропреобразователь (ЭГП) 18, пре-образующий входной командный сигнал изменения силы тока в перемещение золотника.
Все три регулятора управляют  сливами из линии 1-го усиления 19. Подвод конденсата в линию первого усиления производится через шайбу, величина которой изменяется только при настройке. На линии 1-го усиления регуляторы установлены  параллельно. При положении каждого, соответствующем полной нагрузке турбины, все сливы из линии 1-го усиления перекрыты и клапаны открыты полностью. Перемещение любого из регуляторов в сторону разгружения турбины приводит к уменьшению давления в линии 1-го усиления независимо от положения других регуляторов и закрытию клапанов.
Для повышения быстродействия и устойчивости АСР между регуляторами и отсечными золотниками устанавливается  промзолотник 6. Промзолотник разделяет собственно линию 1-го усиления 19 малого объема и следящую линию 1-го усиления 20 большего объема. Промзолотник поддерживает давление в следящей линии 1-го усиления 20 равным давлению в линии 1-го усиления 19. При движении отсечных золотников на закрытие промзолотник, поддерживая указанное равенство, открывает дополнительный слив из следящей линии 1-го усиления. Скорость изменения давления в следящей линии 1-го усиления в итоге тождественна скорости изменения давления в линии 1-го усиления и не зависит от скорости перемещения отсечных золотников, сжимаемости гидромагистрали от промзолотника до отсечных золотников и т. п.
Слив из линии  1-го усиления через регулятор скорости зависит  от давления на выходе импульсного насоса-импеллера  2,  установленного  на  роторе  турбины, и  положения  МУТ  4,  управляемого  электроприводом. Давление  за   импульсным    насосом     пропорционально квадрату частоты  вращения ротора.    На    нескольких турбинах К-500-240-2 вместо импульсного насоса установлен гидромеханический датчик угловой скорости конструкции ВТИ с выходной характеристикой, идентичной характеристике насоса.
Слив из линии 1-го усиления через регулятор давления определяется положением конуса, связанного через  редуктор с валом электромотора. Величина слива на ЭГП определяется положением золотника, зависящим, в свою очередь, от величины тока на входе ЭГП. При подаче на вход ЭГП тока противоположного знака открывается дополнительный подвод конденсата в линию   1-го усиления и происходит открытие клапанов.
Питание линии 1-го усиления, следящей 1-го усиления и линий обратных связей производится из общего силового коллектора. Изменение давления в этом коллекторе не сказывается на положении сервомоторов, так как при этом давления во всех питаемых линиях изменяются пропорционально, и не происходит нарушение равенства сил, действующих на отсечные золотники.
Устройства для индивидуального  закрытия отдельных сервомоторов на работающей турбине (расхаживающие  устройства) представляют собой дроссели 12, устанавливаемые между напорными коллекторами и ли-ниями обратных связей сервомоторов. Нормально эти дроссели полностью закрыты и не влияют на работу АСР.
При расхаживании производится поочередное открытие этих дросселей и закрытие соответствующих сервомоторов и клапанов. Происходит это по той причине, что открытие дросселя расхаживания приводит к "росту давления в соответствующей линии обратной связи при неизменном давлении в следящей линии 1-го усиления. В результате соответствующий отсечный золотник смещается от среднего положения вниз, и его сервомотор начинает закрываться. Закрытие сервомотора вызывает снижение давления в линии обратной связи, возвращение отсечного золотника в среднее положение и остановку сервомотора. Чем больше открытие дросселя, тем больший ход пройдет сервомотор на закрытие. После закрытия дросселя 12 сервомотор возвращается в исходное положение.
4.3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОНДЕНСАТА КАК РАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ
В качестве рабочей жидкости АСР и АСЗ применен конденсат. Опыт эксплуатации всех модификаций  турбин К-300-240 и К-500-240 подтвердил его  преимущества как рабочей жидкости по сравнению с маслом. Прежде всего конденсат абсолютно безопасен в смысле воспламенения и безвреден в смысле загрязнения окружающей среды. Во-вторых, конденсат является естественным элементом паротурбинной электростанции, его деаэрация и очистка от примесей производятся для нужд электростанции независимо от применения в АСР. В-третьих, в схеме блока существуют источники питания конденсатом, мощность которых значительно превосходит потребности АСР, в результате сравнительно легко обеспечивается высокое быстродействие как на закрытие, так и на открытие клапанов.
В то же время опыт подтвердил необходимость учета при проектировании и эксплуатации АСР и АСЗ ряда специфических особенностей конденсата: отсутствие смазывающих свойств и склонность к застойной нечувствительности, малая вязкость, агрессивность ко многим материалам. АСР и АСЗ имеют общую систему водоснабжения. Конденсат в эти системы подается специальными насоса-ми регулирования турбины (НРТ). Конденсат на всас НРТ может подаваться либо из собственного бака, либо от конденсатных насосов первого подъема (КН-1) после обессоливающей установки. Для поддержания давления в моменты переключения НРТ, увеличения расхода в динамике, кратковременной потери собственных нужд  используются  гидроаккумуляторы.
Рассматриваемая схема водоснабжения  показана на рис. 10.2. При питании  от насоса КН-1 (8) конденсат отбирается из линии, идущей к регенеративным установкам, к двум
 

 
 
Рис. 4.2. Водоснабжение регулирования: 1 — система регулирования; 2 — бак регулирования; 3 — сброс в конденсатор; 4 — электромагнитный клапан; 5 — химочищенная вода; в — конденсатный насос кН-И; - 7 — обессоливающая установка; 8 — конденсатный насос КН-1; 9 — конденсат из конденсатора; 10 — задвижка с электроприводом; 11 — клапан резерва питания; 12 — насос регулирования турбины; 13 — гидроаккумулятор; 14 — питательная вода
 
параллельно установленным клапанам резерва питания и далее на всас НРТ (12) и на, вход АСР (/). После АСР конденсат собирается в баке системы регулирования 2 и оттуда через гидрозатвор сбрасывается в конденсатор турбины.
В случае снижения давления за насосом КН-1 клапаны резерва питания под действием водяного столба в баке регулирования открывают доступ конденсата из бака на всас НРТ и далее на вход АСР. Для предотвращения перегрева конденсата и уменьшения коррозии металла в этом, режиме в бак регулирования открывается постоянная подпитка конденсата из линии химочищенной воды 5, излишек конденсата сбрасывается через гидрозатвор в конденсатор. При падении уровня в баке ниже заданного автоматически открывается дополнительная подпитка бака через электромагнитный клапан 4. Перемещение поршней гидроаккумуляторов 13 осуществляется питательной водой, отбираемой из напорной линии бустерных насосов.
Для борьбы с застойной  нечувствительностью в АСР и  АСЗ широко внедрены беззолотниковые элементы, вращение золотников, увеличены перестановочные силы, действующие на золотчики, большинство пружин выполнено «гидравлическими». Уменьшение износа, особенно вращающихся золотников, достигается введением гидроупоров, выравниванием давлений по окружности путем нарезки канавок, симметричного расположения управляющих окон и т. д. Весь конденсат после НРТ проходит через пластинчатые фильтры с шириной щели до 100 мкм, после монтажа или ремонта производится отмывка трубопроводов повышенным расходом конденсата по специальной схеме.
Предотвращение коррозии деталей в водяной среде осуществляется выбором материалов и применением специальных покрытий. Для золотников, букс, сопл, заслонок и других распределительных элементов применяется в основном нержавеющая сталь 30X13 с закалкой до твердости 370—410 НВ. Несварные детали выполняются также из стали 30X13, но без закалки; сварные детали применяются только при отсутствии перемещения относительно других деталей и выполняются из аустенитной стали Х18Н10Т и нержавеющей 10X13. Корпусные детали и пружины изготовлены в большинстве случаев из углеродистых и легированных сталей с антикоррозионным азотированием. Материал направляющих втулок штоков сервомоторов и т. п.— оловянистая бронза. Все напорные трубопроводы после фильтров — из аустенитной стали Х18Н10Т, до фильтров и дренажные — из углеродистой стали.
 
 
 
4.4. СТАТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АСР
 
Статическая характеристика системы регулирования представляет собой зависимость между частотой вращения ротора и мощностью турбины (рис. 10.4). Непосредственно такая  зависимость может быть получена при работе турбогенератора на индивидуальную нагрузку, когда изменение нагрузки приводит к изменению частоты  вращения ротора до тех пор, пока благодаря работе АСР не установится расход, пара, соответствующей новой Нагрузке.
По статической характеристике определяются общая и местные степени неравномерности регулирования. Общая степень неравномерности равняется разности частот вращения, при которой изменяется мощность турбины от полной до нуля, и может выражаться как абсолютной величиной (например, 2,5 с-1), так и относительной в процентах  номинальной частоты n0 (например, 5%). Для обеих модификаций турбины К-500-240 общая степень неравномерности колеблется в пределах 2—2,5 с-1 или 4—5%.



 
Рис. .4.3. Статическая   характеристика системы регулирования
Статическая характеристика турбины нелинейна. В зонах полной нагрузки и холостого хода она имеет более крутой вид, в зоне средних нагрузок — более   пологий. Отклонения от линейности в различных зонах принято характеризовать величиной местной степени неравномерности.
Местная степень неравномерности  в конкретной точке статической характеристики равняется разности частот, при которых касательная к статической характеристике в рассматриваемой точке достигает значений полной и нулевой мощности. Значения местной степени неравномерности в отдельных точках у турбины К-500-240-2 не менее 1,9% и не более 10%. Значения общей степени неравномерности, минимальной и максимальной местных неравномерностей существенным образом влияют на качество работы АСР.
В зонах с малой местной неравномерностью уменьшается запас устойчивости АСР и становятся возможными качания сервомоторов. В зонах с увеличенной местной неравномерностью мощность турбин мало изменяется при колебаниях частоты, и, таким образом, уменьшается степень (особенно при достаточной протяженности такой зоны) участия данной турбины в первичном поддержании частоты энергосистемы. Уменьшение или увеличение общей степени неравномерности приводит к еще большему уменьшению минимальной местной неравномерности и увеличению максимальной. Кроме того, увеличение общей степени неравномерности приводит к дополнительному росту угловой скорости при сбросе нагрузки.
Статическая характеристика (рис. 4.3) связывает изменение частоты и мощности в медленно протекающих процессах, когда давления пара в промежуточных камерах турбины успевают устанавливаться в соответствии с нагрузкой. При изменении мощности со скоростью 10%/с и более изменение давлений пара мощности запаздывает по отношению к перемещению клапанов, а статическая характеристика видоизменяется.
На рис. 4.4 приведена статическая характеристика, построенная в предположении сохранения номинального давления пара в промперегревателе: так называемая квази-статическая характеристика. В быстро протекающих процессах связь нагрузки с частотой вращения в первые секунды переходного процесса определяется квазистатической характеристикой и через 10—20 с статической.
Для обеих модификаций  турбины К-500-240 общая неравномерность регулирования по квазистатической характеристике составляет 5—6%, местная максимальная 15—20%, минимальная 1,5—2%.
Степень участия турбины  в первичном поддержании частоты  сети зависит не только от степени  неравномерности, но и от чувствительности системы    регулирования.  Гарантируемая степень нечувствительности АСР составляет 0,1 с-1, или 0,2% номинальной частоты вращения.
Изменение мощности турбины  при постоянной частоте вращения может производиться другими  регуляторами (ЭГП, давления пара) и механизмом управления турбиной (МУТ). При этом форма статической характеристики не изменяется, а она смещается эквидистантно вдоль оси я. Крайняя верхняя характеристика, соответствующая крайнему положению МУТ и на «прибавить», проходит через точку полной нагрузки при частоте 102,5% номинальной; снизу все характеристики ограничены частотой вращения, при которой регулятор скорости вступает в работу. Для турбин К-500-240 и К-500-240-2 — это 95% номинальной частоты.
 

Рис.   4.4.   Квазистатическая   характеристика   системы регулирования
 
4.5. ДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АСР
 
Быстродействие АСР выбрано  из условия предотвращения срабатывания автомата без-опасности при полном сбросе нагрузки с генератора, т. е. обеспечения заброса частоты вращения в этом режиме не более 10—10,5% номинальной частоты. Расчетный заброс составляет 10% для обоих модификаций турбины. При примерно равных маховых моментах ротора (постоянная времени ротора 6,7 с) заброс частоты зависит в основном от схемы формирования сигнала при сбросе нагрузки, запаздываний и скорости перемещения серво-моторов, паровых объемов между клапанами и турбиной.
На турбинах К-500-240-2 сброс  нагрузки приводит к полному закрытию клапанов независимо от уровня частоты вращения. При подаче сигнала на отключение генератора воздушным выключателем или появлении ускорения ротора, большего заданного и свидетельствующего о снятии нагрузки с генератора, срабатывает электрогидропреобразователь и клапаны закрываются. Через несколько секунд ЭГП возвращается в исходное положение, а клапаны остаются под управлением регулятора скорости. АСР турбины К-500-240 рассчитана и на режим с выключенным ЭГП. Для закрытия клапанов промперегрева при небольшом повышении частоты в ней были выполнены форсирующие связи, осуществлявшие дополнительную подпитку линий обратных связей сервомоторов промперегрева при перемещении отсечных золотников    главных    сервомоторов    на  треть хода.
Предельные времена запаздываний t3 и перемещения tc сервомоторов регулирующих клапанов обеих модификаций турбин одинаковы и указаны в табл. 4.3. Здесь же указаны изменения заброса частоты вращения при отклонении времен запаздывания и перемещения одного сервомотора от предельного значения. Наличие нескольких отклонений одновременно приводит в первом приближении к суммарному изменению заброса частоты вращения.
Таблица   4.3. Динамические характеристики АСР при сбросе нагрузки


 
 
 
 
Турбины К-500-240-2 допускают  кратковременную разгрузку со скоростью, определяемой быстродействием регулирования, с последующим нагружением также со скоростью, определяемой быстродействием регулирования на открытие. Для разгрузки и нагружения на ЭГП должен быть подан сигнал 500 мА и длительностью, определяемой необходимым разгружением. Формирование сигнала АСР не производит, сигнал должен быть задан внешними устройствами.

 
 
 
 
4.6. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА АСЗ. НАЗНАЧЕНИЕ И ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ЭЛЕМЕНТОВ
На обеих модификациях турбины АСЗ выполнена беззолотниковой, с положительной обратной связью во всех ступенях усиления. На турбинах К-500-240-2 эта система проектная, на К-500-240 — установлена взамен золотниковой при модернизации.
Система защиты (рис. 4.6) имеет четыре (пять на К-500-240) сервомотора 1, 8 и четы-ре регулятора (два механических автомата безопасности по предельной частоте вращения 15 и два защитных устройства 12 по остальным сигналам) и выполнена с двумя ступенями усиления. В промежуточных сту-пенях использованы выключатели с положи-тельной обратной связью.
Все сервомоторы АСЗ —  односторонние, открытие производится конденсатом из напорных линий 2, 5, закрытие — пружинами. В рабочую камеру каждого сервомотора через ограничительную шайбу осуществляется постоянный подвод конденсата, слив из камеры зависит от положения пластины беззолотникового выключателя 3, 7.
Положение каждой пластины выключателя зависит от соотношения давлений над ней р3 и под ней рР. При р3>0,33рР пластина прижата к нижнему упору, слив из рабочей камеры закрыт и сервомотор открыт. При ра<0,ЗЗрр пластина прижата к верхнему упору, открывая слив    и позволяя   сервомотору под действием пружин закрыться с максимальным быстродействием.
В случае р3=0,33рр пластина находится  во взвешенном равновесном положении. Работа выключателей при выбивании и взведении защиты подробно рассматривается в следующем параграфе.
Беззолотниковые выключатели сервомоторов являются второй ступенью усиления АСЗ. Первой ступенью усиления являются также беззолотниковые защитные устройства 12, управляющие сливами из линий защиты 4 и 6. Защитных устройств — два, установлены они параллельно. При срабатывании каждого закрываются все стопорные клапаны, для открытия клапанов необходимо взведение обоих защитных устройств. Каждое из защитных устройств управляет сливом из двух линий защиты и линии 1-го усиления 13 (управляющей регулирующими клапанами). Давление в одной линии защиты определяет положение находящихся с одной стороны турбины клапанов высокого давления и промперегрева, ложное падение давления приводит к закрытию клапанов только одной стороны и не препятствует продолжению работы турбины со сниженной нагрузкой в течение некоторого времени.
Основным элементом защитного устройства является пластина, работающая подобно пластине выключателя сервомотора. Снизу пластина нагружена давлением из линий за-щиты 4, 6 я 1-го усиления 13, сверху давлением импульсной линии защиты 10. Подвод в последнюю постоянен, сливами управляют четыре клапана. Два клапана, размещенные непосредственно в корпусах защитных устройств, жестко связаны с электромагнитами защиты и кнопками ручного останова турбины. При нажатии на одну кнопку или срабатывании одного электромагнита происходит перемещение клапана соответствующего защитного устройства. Два других клапана открывают слив из импульсной линии от действия механических автоматов безопасности при повышении частоты вращения ротора. Общая  схема управления    стопорными  и регулирующими клапанами при работе защит изображена на рис. 4.7.
Работа АСЗ происходит следующим образом. Перед подачей конденсата в систему взводят клапаны исполнительного механизма автомата безопасности (поз. 9 на рис. 4.6), перекрывая слив из импульсной линии защиты 10, электромагниты 11 выбивают, открывая слив из линии 10.
При поступлении в напорные коллекторы 2, 5, 14 конденсат через  ограничительные шайбы попадает в рабочие камеры сервомоторов 1, 8 и в линии защиты 4, 6, 10. Так  как слив из линии 10 открыт, давление в ней не создается и пластины защитных устройств 12 под действием  давления в линиях 4, 6 поднимаются, открывая слив из этих линий. В результате давление в линиях 4, 6 также не поднимается  выше величины, достаточной для создания усилия, поднимающего пластины защитных устройств. Подобным образом при малых давлениях в линиях 4 я 6 конденсат из коллекторов 2, 5 поднимает пластины выключателей 3 и 7, что делает невозможным повышение давления в рабочих камерах сервомоторов 1, 8. Сервомоторы остаются закрытыми под действием пружин.

 
Рис. 4.6. Принципиальная схема защиты:
1 — сервомоторы клапанов  высокого давления; 2 — напорный  коллектор к сервомоторам высокого  давления; 3 — выключатели сервомоторов  высокого давления; 4— линия защиты  правой стороны; 5 — напорный коллектор  к сервомоторам промперегрева; 6 — линия защиты левой стороны; 7 — выключатели сервомоторов промперегрева; 8 — сервомоторы клапанов промперегрева; 5 — исполнительный механизм автомата безопасности; 10 — импульсная линия защиты; 11— электромагниты; 12 — защитные устройства; 13— линия 1-го усиления; 14 — напорный коллектор к регуляторам; 15 — механический автомат безопасности
 
При взведении электромагнитов 11 сливы из линии 10 перекрываются, давление в ней возрастает и устанавливает на нижние упоры пластины защитных устройств 12. Из-за прекращения сливов из линий 4, 6 давление тажже возрастает и устанавливает на нижние упоры пластины выключателей 3, 7. Давления в рабочих камерах сервомоторов поднимаются до уровня давления коллекторах 2, 5, и сервомоторы открывают клапаны.
Выбивание электромагнитов 11 или срабатывание механического  автомата безопасности 15 приводит к  открытию слива и снижению давления в линии 10, подъему пластин защитных устройств и снижению давления в линиях 4, 6, подъему пластин выключателей, снижению давления в рабочих камерах сервомоторов 1, 8 я закрытию стопорных клапанов. 

Рис. 10.7. Взаимодействие   систем регулирования и защиты:
1 — клапаны   автомата  безопасности;    2 — электромагниты;   3 — защитные   устройства;   4,   5 — сервомоторы   регулирующих  клапанов; 6, 7 — сервомоторы стопорных клапанов
 
АСЗ предусматривает возможность индивидуального закрытия стопорных клапанов (на полный ход или частично) и индивидуального срабатывания механических автоматов безопасности на работающей турбине под нагрузкой. Индивидуальное частичное закрытие стопорных клапанов производится уменьшением подпитки рабочих камер сервомоторов с одновременным сливом из них (клапаны промлерегрева) или только дополнительного слива из рабочих камер (клапаны высокого давления). Индивидуальное полное закрытие клапанов промперегрева и высокого давления производится полным прекращением подпитки рабочих камер с одновременным сливом из них.
Срабатывание механического автомата безопасности (поз. 15 на рис. 10.6) при нормальной частоте вращения достигается подачей масла в него для увеличения эксцентриситета центра тяжести массы кольца. Перед подачей масла соответствующий клапан отсекается от импульсной линии защиты 10, поэтому срабатывание клапана не приводит к закрытию сервомоторов. После проверки автомата безопасности перед присоединением к линии 10 клапана последний возвращается в исходное положение.
 
5 КОНСТРУКЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ
5.1. ДАТЧИК УГЛОВОЙ СКОРОСТИ
 
В качестве датчика угловой  скорости применен двухступенчатый  центробежный импульсный насос (импеллер), создающий давление 0,8 МПа (8,15 кгс/см2) при частоте вращения ротора 50 с-1 (3000 об/мин) и давлении на всасывании 0,03—0,04 МПа (0,305— 0,407).
Насос установлен в опоре  переднего подшипника турбины. Ротор  насоса крепится к ротору турбины  высокого давления. Продольный разрез импульсного насоса изображен на рис. 11.1. Корпус насоса 13 выполнен сварно-литым с горизонтальным разъемом. Всасывающий патрубок расположен в основной (нижней) части корпуса, напорный — в съемной (верхней) части. Для поддержания постоянного давления на всасе насоса подвод воды к всасывающему патрубку осуществляется из подпорного бачка, установленного на отметке 14 м на колонне машинного зала.
Насос крепится к опоре  переднего подшипника при помощи лапы, приваренной к нижней половине корпуса. Импульсные колеса 5, 11, изготовленные из хромистой стали, насажены на вал 6, выполненный из хромомолибденовой стали. Для предохранения от коррозии вал и колеса азотированы. К валу присоединяется хвостовик 3 с муфтой, соединяющей вал насоса с промежуточным валом сигнализатора Вращения. Со стороны входа в колесо первой ступени расположена обойма 1, удерживающая уплотнение 2 от аксиальных перемещений. Обойма является одновременно и направляющей втулкой, предотвращающей закручивание потока жидкости вращающимся валом.
Для уменьшения протечек жидкости из камер с более высоким давлением  в камеры с более низким давлением  на первых образцах импульсных насосов  в корпусе установлены плавающие уплотнительные кольца 4, 7, 9, 14, которые затем заменены на неподвижные уплотнения с зазорами, достаточными для исключения выработки уплотнений при существующих пульсациях ротора насоса. Плавающие уплотнительные кольца первоначально изготовлялись из бронзы, что оправдывало себя на масляных насосах, изготовлявшихся заводом.
Однако в связи с  недостаточной вязкостью воды (в 30 раз меньшей, чем у масла) поддерживающая   сила, которая   должна удерживать кольца в соосном положении относительно вращающегося ротора, оказалась недостаточной, и кольца под действием собственного веса опускались на ротор, что приводило к их интенсивной выработке и увеличению зазора. Замена бронзовых колец на текстолитовые (с меньшим удельным весом) существенно улучшила работу уплотнений, но не решила проблему полностью.



Рис. 5.1. Датчик угловой скорости:
1 — обойма; 2 — уплотнение; 3 — хвостовик; 4, 7,    9,    14 — кольца   уплотнительные;   5 — колесо  импульсное;  в— вал;    8 —шпонка; 10—втулка дистанционная; 11 —колесо импульсное; 12 — направляющий   аппарат;   13 — корпус;  15 — автомат безопасности
Выполнение неподвижных  уплотнительных колец при отсутствии существенной пульсации ротора обеспечивает надежную работу уплотнений при соблюдении требований по допустимому бою ротора насоса в пределах до 0,2 мм и требований по центровке корпуса насоса относительно ротора.
Для осмотра и замены уплотнительных колец предусмотрена возможность  демонтажа и последующей установки  всех насадных частей на вал без  отсоединения вала насоса от ротора турбины. Для этого в дистанционной втулке 10, установленной между дисками насоса, выполнен шпоночный паз, а втулка и колеса насаживаются на вал на одной шпонке 8.
Для замены уплотнительных колец вскрывается верхняя крышка насоса и удаляются болты крепления насоса к опоре подш
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.