Турбина паровая К-1000-60-3000. Ао Концерн Росэнергоатом

• Название: Ао Концерн Росэнергоатом
• Дата: 30.06.2022
• Размер: 1.87 Mb.
• Имя файла: Турбина паровая К-1000-60-3000.docx
• Тип: Документы; #621667
• страница: 8 из 10

Схема движения рабочей среды

Свежий пар из парогенератора поступает по четырем паропроводам к четырем блокам клапанов ЦВД (Рис. 13). После СК и РК ЦВД пар по четырем паропроводам, объединенным перед ЦВД в две трубы, поступает в ЦВД. В корпусах регулирующих клапанов установлены паровые сита. Для замера перепада давления на сите каждого РК ЦВД, характеризующего величину уменьшения проходного сечения отверстий сита, установлен дифманометр. Турбина имеет дроссельное парораспределение. Паровпуск в ЦВД выполнен боковым. Патрубки паровпуска расположены в нижних половинах наружного и внутреннего корпусов ЦВД.

В каждом потоке ЦВД расположено по пять ступеней, причем первые две ступени - во внутреннем корпусе, остальные в обоймах. Из камер отбора за второй, третьей и четвертой ступенями ЦВД пар поступает на регенеративный подогрев питательной воды и основного конденсата. Отбор пара на ПНД-5 выполнен из трубопровода выхлопа пара ЦВД.

Влажный пар после ЦВД поступает в нижнюю часть СПП и далее проходит через жалюзийное сепарационное устройство. Осушенный пар поступает в пароперегреватель и далее к блокам клапанов низкого давления.

Из нижней части сепаратора каждого СПП сепарат сливается через гидрозатвор в единый сепаратосборник, из которого насосом типа КСВ-900-180 (всего имеется два насоса, один из них ‑ резервный) подается в линию основного конденсата за ПНД-5. На напорной линии насосов установлен РК уровня сепарата в сепаратосборнике, который управляется электронным регулятором уровня.

Греющим паром в пароперегревателях СПП является свежий пар, поступающий из парового коллектора через стопорно-регулирующий клапан СПП. Из пароперегревателя каждого СПП конденсат греющего пара сливается в единый конденсатосборник, из которого насосом ГТН‑850-400 с гидроприводом (гидропривод приводится во вращение питательной водой после ТПН) подается в линию питательной воды за ПВД-7. Предусмотрен резервный отвод конденсата греющего пара СПП в деаэратор.

Для защиты тракта промежуточного перегрева пара, включая СПП, от возможного повышения давления предусмотрена установка четырех сбросных и четырех предохранительных клапанов, кроме того, предусмотрено автоматическое закрытие стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и остановка турбины в случае дальнейшего повышения давления в этом тракте.

При этом предусматривается последовательное срабатывание защит по мере повышения давления в тракте СПП. Сначала срабатывают сбросные клапаны, затем производится отключение турбины, а затем при давлении 12 кг/см² срабатывают предохранительные клапаны.

Отсос паровоздушной смеси из пароперегревателя СПП производится в конденсатосборник СПП, а из конденсатосборника СПП в конденсатор турбины.

Для быстрейшей стабилизации сливов сепарата из СПП в сепаратосборник при сбросах нагрузки установлены «дыхательные» линии, соединяющие каждый СПП с сепаратосборником.

Пройдя СПП, пар поступает в четыре блока клапанов ЦНД и далее направляется по восьми трубам в четыре ЦНД. Каждый блок клапанов ЦНД состоит из двух поворотных заслонок (стопорного и регулирующего клапана ЦНД), расположенных в одном неразъемном корпусе.

Из всех ЦНД осуществляется отбор пара из камер перед последними ступенями на подогрев основного конденсата в ПНД-1. Из ЦНД-1 из камер после вторых ступеней осуществляется отбор пара на ПНД-3. Из ЦНД-2 из камер после первых ступеней осуществляется отбор пара на ПНД-4. Из камер после третьих ступеней ЦНД-3 и ЦНД-4 осуществляется отбор пара на ПНД-2.

Отработанный пар направляется в конденсаторы.

Конденсаторы имеют разное давление конденсации, определяемое температурой последовательно проходящей через них охлаждающей воды. Более низкое давление в первых по ходу охлаждающей воды конденсаторах, более высокое во вторых по ходу охлаждающей воды конденсаторах.

Отвод конденсата производится из конденсаторов с большим давлением конденсации, а значит с большей температурой. Конденсат из конденсаторов с более низким давлением за счет разности уровней в конденсатосборниках отводится в конденсаторы с более высоким давлением через подогревающие устройства, расположенные на днище и боковых стенках корпусов конденсаторов. Подогрев конденсата осуществляется паром из конденсатора с большим давлением.

К конденсатосборнику конденсатора с большим давлением снизу приваривается бак, из которого конденсат поступает во всасывающую сторону КЭН-1ст.

Основной конденсат после КЭН-1ст. проходит через подогреватель сальниковый типа ПС-340, после чего поступает на БОУ. Пройдя БОУ и РК уровня RM40S02,06 в ПНД-2, конденсат поступает в два ПНД-1 параллельно, и далее из обоих ПНД-1 самотеком сливается в ПНД-2 за счет разности отметок установки ПНД-1 и ПНД-2.

Из ПНД-2 конденсат поступает во всасывающую сторону КЭН-2ст. и далее через ПНД-3, ПНД-4, ПНД-5 направляется в деаэратор. На напоре КЭН-2ст. установлены регуляторы уровня в деаэраторе RM70,72S02.

После деаэратора питательная вода подается двумя турбопитательными насосами (ТПН) через ПВД-6 и ПВД-7 в парогенераторы.

В аварийных режимах питание парогенераторов осуществляется от аварийных питательных электронасосов (АПЭН) по самостоятельным трубопроводам. Установлено три параллельно включенных насоса, которые питаются от баков аварийного запаса химобессоленной воды (БАЗХОВ).

Для питания парогенераторов в пусковых режимах и режимах останова установлено два вспомогательных питательных электронасоса (ВПЭН).

ПВД-6, ПВД-7 поверхностные, вертикальные предназначены для подогрева питательной воды после питательных насосов. ПВД объединены в две группы. В каждом корпусе ПВД имеется охладитель конденсата греющего пара.

Схемой основного конденсата предусмотрена рециркуляция конденсата в конденсатор после КЭН-1ст. из трубопровода между БОУ и РК уровня в конденсаторе. Рециркуляция конденсата после КЭН-2ст. из трубопровода между КЭН-2ст. и РК уровня в ПНД-2 направляется в ПНД-2.

Конденсат греющего пара ПНД-5 направляется на всас насосов откачки сепарата из сепаратосборника СПП. Конденсат греющего пара ПНД-4 сливается каскадно в ПНД-3 и далее в ПНД-2. Предусмотрен аварийный слив конденсата из ПНД-5 и ПНД-4 в ПНД-2.

Конденсат греющего пара ПВД-7 сливается каскадно в ПВД-6 и из ПВД-6 в деаэратор. При пониженных нагрузках, конденсат из ПВД-6 и ПНД-5 сливается в конденсатор.

Паровоздушная смесь из ПВД-7 отсасывается в ПВД-6, из ПВД-6 в конденсатор. Паровоздушная смесь из ПНД-5 отсасывается в ПНД-4, из ПНД-4 в ПНД-3, из ПНД-3 в ПНД-2, из ПНД-2 в конденсатор. Паровоздушная смесь из ПНД-1 отсасывается в конденсатор. При отключении в ремонт на работающем блоке ПНД-4 и ПНД-3 отсос паровоздушной смеси из оставшихся в работе ПНД производится помимо отключенного (или отключенных) ПНД-3 и ПНД-4. Из корпусов КЭН-1ст. отсос паровоздушной смеси производится в конденсатор; из корпусов КЭН-2ст. - в ПНД-2.

Каждый ПНД-3,4,5 и ПВД снабжен регулирующим клапаном на линии отвода конденсата греющего пара из корпусов, который управляется электронным регулятором уровня.

На паропроводах регенеративных отборов, собственных нужд устанавливаются обратные клапаны типа КОС, предотвращающие попадание пара в турбину при сбросах нагрузки. Тарелки клапанов перемещаются под воздействием потока пара и при закрытии нагружаются добавочным усилием сервомоторов пружинного типа. Сжатие пружин, при котором освобождаются тарелки клапанов, происходит при подаче воды под тарелки сервомоторов. При выпуске воды пружины создают усилие на закрытие клапанов.

3. Цилиндр высокого давления

ЦВД (Рис. 14), выполнен двустенным, состоящим из внешнего и внутреннего корпусов. В двустенной конструкции на каждый из корпусов действует только часть разности давлений, что позволяет выполнить его с тонкой стенкой и легкими фланцами. Это повышает маневренность турбины, то есть способность быстро пускаться и изменять нагрузку без опасности задеваний в проточной части или появления трещин малоцикловой усталости.

В ЦВД выполнен боковой подвод пара от четырех блоков парораспределения высокого давления (БПВД).

Блоки предназначены для управления расходом пара от парогенератора к ЦВД турбины.

Блоки расположены попарно справа и слева от оси турбины. Первым по ходу пара в блоке парораспределения располагается стопорный клапан ЦВД. За стопорным клапаном расположен регулирующий клапан ЦВД. Патрубки паровпуска Ду800 расположены в нижних половинах наружного и внутреннего корпусов ЦВД (Рис. 15).

Пар поступает во внутренний корпус, который одновременно разделяет зоны высокого и среднего давлений. Для обеспечения независимости тепловых расширений внутреннего и наружного корпусов, соединение патрубков подвода пара выполнено с помощью соединения телескопического типа, уплотненного поршневыми кольцами.

Цилиндр высокого давления выполнен двухпоточным, в каждом потоке расположено по пять ступеней.

Во внутреннем корпусе расположены сопловой аппарат и диафрагма второй ступени.

Диафрагмы третьей - пятой ступеней установлены по одной в обоймах, а последние - во внешнем корпусе ЦВД.

Полости, ограниченные внешним корпусом, внутренним корпусом и обоймами, образуют кольцевые камеры отборов пара на регенерацию.

Из камер отбора за второй, третьей и четвертой ступенями ЦВД пар поступает на регенеративный подогрев питательной воды и основного конденсата. Отбор пара на ПНД-5 выполнен из трубопровода выхлопа пара ЦВД.

Отвод пара из ЦВД в СПП выполнен боковым. Пар отводится через два коротких патрубка в верхней и нижней половине корпуса цилиндра.

Внутренний корпус выполнен из стали 06Х12Н3Д-Л, и состоит из двух половин, соединенных между собой по горизонтальному разъему. Половины корпуса зафиксированы между собой установочными штифтами.

У горизонтального разъема в верхней и нижней половинах внутреннего корпуса имеются опорные лапы для установки внутреннего корпуса во внешнем и центровки относительно горизонтальной плоскости. Для осевой фиксации и центровки внутреннего корпуса относительно вертикальной плоскости предусмотрены 4 шпоночных соединения, расположенные в верхней и нижней половинах. Во внутреннем корпусе имеются кольцевые посадочные выступы и пазы для установки диафрагм 1 и 2 ступени.

Внешний корпус, состоящий из верхней и нижней половин, выполнен из стали 06Х12Н3Д-Л. Половины корпуса сбалчиваются по горизонтальному разъему и зафиксированы относительно друг друга призонными шпильками.

В нижней половине внешнего корпуса выполнены патрубки подвода пара и отборов на регенерацию и патрубки системы дренажей.

Во внешнем корпусе выполнены кольцевые пазы для установки обойм диафрагм 3-5 ступеней.

Внешний корпус опирается двумя лапами на опору № 3 и двумя лапами на опору № 4. В каждой лапе предусмотрено отверстие для установки динамометров.

Лапы, опирающиеся на опору № 3, зафиксированы от осевого перемещения поперечными шпонками, которые образуют фикспункт цилиндра высокого давления. Лапы, опирающиеся на опору № 4, имеют возможность свободного осевого перемещения для компенсации тепловых расширений корпуса.

Центровка ЦВД относительно горизонтальной плоскости осуществляется за счет специальных прокладок, установленных под лапами. Для предотвращения отрыва лап от реактивного момента лапы со стороны регулятора и генератора закреплены прижимными скобами, установленными на опорах № 3 и № 4.

Для передачи осевых перемещений в корпусе и опорах выполнены вертикальные шпоночные соединения со специальными прокладками, центрирующими корпус относительно вертикальной плоскости.

4. Направляющий аппарат ЦВД

Диафрагмы турбины устанавливаются в корпусах посредством обойм. Обойменная конструкция цилиндра имеет ряд преимуществ. Большое кольцевое пространство между гребнями соседних обойм создает удобные камеры для отбора пара. Установка обойм упрощает сборку и монтаж турбины.

Обоймы диафрагм 3-4 ступеней выполнены из стали 25Л и устанавливаются во внешнем корпусе. Элементом подвески и центровки обойм относительно горизонтальной плоскости, служат лапы, выполненные в нижних половинах обойм.

Фиксация от смещения и центровка обойм относительно вертикальной плоскости осуществляется установочными шпонками с центрирующими прокладками, выполненными в нижних половинах. Верхняя половина обойм зафиксирована относительно нижней установочными штифтами.

Установка и крепление внутреннего корпуса и обойм диафрагм позволяет при тепловых расширениях цилиндра высокого давления сохранить неизменной первоначальную центровку относительно вертикальной плоскости.

Диафрагмы ЦВД сварные и состоят из верхних и нижних половин. Диафрагмы высокого давления выполнены из стали 06Х12Н3Д.

На диафрагмах 1-5 ступеней установлены направляющие лопатки с профилем постоянного сечения и удлиненной входной кромкой. На горизонтальном разъеме диафрагм установлены разъемные лопатки, отличающиеся от остальных тем, что не имеют удлиненной входной кромки.

Все диафрагмы сболчиваются по горизонтальному разъему. Кроме того, диафрагмы 1 ступени устанавливаются в корпусе направляющего аппарата.

Корпус направляющего аппарата сварной, состоит из двух половин, сболченных между собой. Относительно друг друга половины корпуса центрируются с помощью цилиндрических штифтов.

Заодно целое с диафрагмами выполнены козырьки, на которых расположены надбандажные жесткие уплотнения. В телах по внутреннему диаметру выполнены пазы, в которые заводятся уплотнительные кольца, состоящие из отдельных подпружиненных сегментов. В каждом сегменте в специальных гнездах установлено по одной плоской пружине, застопоренной от выпадения с помощью упоров и проволочных стопоров. Аналогично выполнены сегменты диафрагменных уплотнений ЦВД и ЦНД и концевых уплотнений ЦВД и ЦНД.

При установке диафрагм в корпус или обойму, уплотнения и перекрыши центрируются одновременно. Это позволяет упростить центровку.

В козырьках и ободьях диафрагм предусмотрены отверстия и каналы, через которые осуществляется отвод сепарированной влаги из межвенцовых зазоров проточной части.

5. Ротор ЦВД

Ротор высокого давления двух опорный, гибкий, цельнокованый. В центральной части ротора вдоль оси выполнено сквозное отверстие, которое предназначено для удаления наименее качественной части заготовки и ее контроля.

Ротор ЦВД выполнен из стали марки Р-2А (30ХН3М1ФА).

Ротор высокого давления двухпоточный, имеет по 5 ступеней рабочих лопаток в каждом потоке. Ротор имеет постоянный корневой диаметр всех ступеней. Высота рабочей лопатки первой ступени составляет 100 мм, последней - 370 мм.

Рабочие лопатки ЦВД имеют вильчатые хвостовики и сварены в пакеты по хвостовикам и бандажу по четыре-пять лопаток.

Вильчатые хвостовики рабочих лопаток закрывают обод диска, который выполнен из слаболегированной стали. Сталь ротора хуже сопротивляется эрозионному износу, чем нержавеющие стали рабочих лопаток.

На хвостовиках ротора выполнены шейки опорных подшипников, проточки концевых лабиринтовых уплотнений и маслоотбойников, места для размещения канатов подъемного приспособления.

На хвостовике со стороны регулятора выполнен гребень опорно-упорного подшипника и фланец соединения роторов. Хвостовик стороны генератора выполнен с гребнем под датчик относительного расширения ротора. На бочке между дисками расположены проточки ступенчатых лабиринтовых уплотнений диафрагм. На хвостовике со стороны регулятора выполнен гребень для датчика осевого сдвига.

В дисках всех ступеней выполнено по 7 разгрузочных отверстий. На роторе имеется 4 кольцевых паза для установки балансировочных грузов.

Масса ротора ЦВД с облопачиванием составляет 32 т.

6. Цилиндры низкого давления

Каждый ЦНД (Рис. 16) включает в себя корпус с выхлопными патрубками, ротор и направляющий аппарат с диафрагмами.

Подвод пара в ЦНД осуществляется от СПП через четыре одинаковых блока парораспределения низкого давления (БПНД). Блоки расположены попарно справа и слева от оси турбины. К каждому блоку подходит трубопровод Д_у-1400 мм от сепаратора-перегревателя (СПП).

После БПНД труба разветвляется на два паропровода Ду1200, каждый, из которых затем разветвляется и двумя линиями Ду850 присоединяется к верхним и нижним половинам корпуса цилиндра низкого давления.

Каждый ЦНД имеет наружный и внутренний корпусы сварной конструкции.

Проточная часть ЦНД двухпоточная, пятиступенчатая.

Внутренний корпус установлен в наружном на лапах и фиксируется системой продольных и поперечных шпонок, не препятствующих независимому расширению внутреннего корпуса. Каждый ЦНД имеет по пять ступеней в каждом потоке.

Выхлопные патрубки ЦНД соединяются с конденсатором с помощью сварки.

Из всех ЦНД осуществляется отбор пара из камер перед последними ступенями на подогрев основного конденсата в ПНД-1. Из ЦНД-1 из камер после вторых ступеней осуществляется отбор пара на ПНД-3. Из ЦНД-2 из камер после первых ступеней осуществляется отбор пара на ПНД-4. Из камер после третьих ступеней ЦНД-3 и ЦНД-4 осуществляется отбор пара на ПНД-2.

Пар, поступающий в ЦНД, разделяется на два потока направляющим аппаратом. Корпус направляющего аппарата сварной, состоит из двух половин, сболченных между собой болтами по горизонтальному разъему.

Диафрагмы низкого давления сварные и состоят из верхних и нижних половин. Диафрагмы ЦНД выполнены из стали 12МХ. Направляющие лопатки и бандажные ленты на всех диафрагмах выполнены из нержавеющей стали. На 1 ступени установлены направляющие лопатки с профилем постоянного сечения. На 2 и 5 ступенях лопатки выполнены закрученными с переменной хордой по длине. Все диафрагмы сбалчиваются по горизонтальному разъему.

На последней ступени выполнена внутриканальная сепарация через щели в полых сопловых лопатках. На поверхности лопаток выполнены по три продольные щели шириной 1,45 мм.

На последних двух диафрагмах установлены козырьки, представляющие собой кольца, состоящие из отдельных частей и прикрепленные к ободам с зазором, через этот зазор отводится влага, отсепарировавшаяся за направляющим аппаратом.

7. Корпус ЦНД

Корпус ЦНД выполнен двойным и размещает обойму (внутренний корпус) внутри выходных патрубков и обеспечивает ее свободное расширение независимо от внешнего корпуса.

Необходимость выполнения двухкорпусной конструкции ЦНД обусловлена следующими причинами. В однокорпусной конструкции обоймы жестко связаны со средней частью корпуса. Температура обоймы, омываемой паром относительно высокой температуры (200-240С), и выходного патрубка, в котором температура пара 20-30С различны, что вызывает различные тепловые осевые и радиальные расширения обоймы и выходных патрубков. Это может привести к деформации корпуса цилиндра.

Внутренняя обойма состоит из нижней и верхней частей, соединенных шпильками. Нижняя половина обоймы в зоне горизонтального разъема имеет лапы, которыми она через подгоночные прокладки укладывается на опоры в нижней половине внешнего корпуса. Для исключения возможного смещения под действием реактивных сил и трубопроводов отбора обойма удерживается прижимными скобами. Четыре продольные шпонки служат для организации продольных тепловых расширений внутренней обоймы относительно наружного корпуса. Окружные шпонки фиксируют внутреннюю обойму в поперечной плоскости по оси паровпуска.

Таким образом, фикс-пункт внутренней обоймы по отношению к внешнему корпусу расположен по оси паровпуска. От фикс-пункта происходит свободное тепловое расширение обоймы относительно внешнего корпуса и выходных патрубков. При этом усилия с выходных патрубков на обойму не передаются.

Корпус ЦНД устанавливается непосредственно на фундаментных рамах на опорных лапах. Тепловое расширение цилиндра происходит от фикспункта, расположенного на оси пересечения продольных и поперечных шпонок, установленных на лапах.

8. Роторы ЦНД

Ротор низкого давления двух опорный, гибкий, цельнокованый.

Ротор ЦНД выполнен из стали марки Р-2А (30ХН3М1ФА).

На хвостовиках роторов выполнены шейки опорных подшипников, проточки концевых лабиринтовых уплотнений и маслоотбойников, гребни датчика относительного расширения.

Фланцы присоединения роторов откованы заодно с хвостовиками. Лабиринтовые уплотнения диафрагм выполнены прямоточными.

В отличие от ротора ЦВД ротор низкого давления не имеет центрального сверления. Использование поковок без центрального сверления позволяет примерно вдвое уменьшить напряжения в роторе от центробежных сил облопачивания, и применить лопатки длиной 1200 мм.

Ротор низкого давления двухпоточный, имеет по 5 ступеней рабочих лопаток в каждом потоке. Ротор имеет постоянный корневой диаметр всех ступеней. На роторе имеется 4 кольцевых паза для установки балансировочных грузов.

Рабочие лопатки всех ступеней имеют рабочую часть переменного профиля.

Все лопатки ротора выполнены с бандажами. Рабочие лопатки первой и второй ступеней ЦНД имеют Т-образные хвостовики, а лопатки 3,4,5 ступеней торцевые елочные.

Все лопатки ротора низкого давления имеют прямоточные надбандажные уплотнения.

Последняя ступень ротора имеет лопатки, изготовленные из титанового сплава ТС-5 длиной 1200 мм.

Титановый сплав имеет плотность 450 кг/м³, что почти вдвое меньше плотности сталей. Вместе с тем его прочность находится на уровне прочности сталей. Поэтому его применение для вращающихся рабочих лопаток последних ступеней позволяет увеличить длину лопатки и площадь выхода отработанного пара.

В процессе разворота и отключения турбины ротор низкого давления подвержен осевой деформации, которая обусловлена изменением центробежных сил при изменении частоты вращения ротора.

Масса ротора ЦНД с облопачиванием составляет 85 т.

9. Соединение роторов

Роторы отдельных цилиндров турбины и генератора соединяются муфтами. Совокупность роторов соединенных муфтами образует валопровод турбогенератора.

Все роторы нашей турбины соединены между собой и ротором генератора жесткими муфтами.

Жесткая муфта представляет собой две полумуфты, откованные заодно с роторами. Полумуфты центрируются с помощью пояска выполненного на одном полумуфте, и выточки на другом. Полумуфты стягиваются призонными болтами, которые устанавливаются в строго соосные тщательно обработанные отверстия в полумуфтах с зазором 0,001-0,025 мм. Болты затягивают равномерно с контролем их удлинения. Крутящий момент в жестких муфтах передается за счет сил трения между торцами полумуфт, возникающих из-за сжатия призонными болтами.

Жесткие муфты для обеспечения отсутствия вибрации требуют почти абсолютной центровки, не допуская ни смещения, ни излома осей соединяемых роторов. Большим достоинством жестких муфт является их простота и надежность.

10. Опоры и подшипники

Роторы турбины (Рис. 17) опираются на 10 опорных подшипников скольжения, которые расположены в шести опорах.

В передней опоре расположен опорный подшипник ротора НД-1.

В опоре № 2 расположены два опорных подшипника роторов НД-1, 2.

В опоре № 3 расположен опорный подшипник ротора НД-2, опорно-упорный подшипник и датчик осевого сдвига.

В опоре № 4 расположен опорный подшипник ротора ВД, опорный подшипник ротора НД-3, валоповоротное устройство и датчик абсолютного расширения ротора ВД.

В опоре № 5 расположены два опорных подшипника роторов НД-3, 4.

В опоре № 6 расположен опорный подшипник ротора НД-4, опорный подшипник ротора генератора.

Опоры опираются на чугунные фундаментные рамы, залитые в бетон фундамента. Все опоры турбины неподвижны за счет установки поперечных шпонок.

В местах выхода вала из корпуса подшипника установлены масляные уплотнения, препятствующие выбиванию масляной пыли на горячие части турбины. Масляные брызги и пыль, попадающие в уплотнения, проходят в ловушку, в нижней части которой имеется дренаж в корпус подшипника.

Для уменьшения вспенивания масла соединительными муфтами и уменьшения потерь на трение между внутренними торцами вкладышей и муфтой соединительные муфты закрыты кожухом.

Подвод и слив масла, подвод масла высокого давления осуществляется через боковые стенки опор с правой стороны турбины. Разводка труб, подводящих масло к опорным и опорно-упорному подшипникам, выполнена внутри опор.

На корпусах подшипников турбины расположены резервные емкости, заполняемые маслом через ограничительные шайбы, установленные на линиях подвода масла перед каждой емкостью, во время нормальной работы основных насосов системы смазки. Из резервных масляных емкостей масло по отдельному трубопроводу поступает к вкладышам подшипников через вторые ограничительные шайбы.

Резервные масляные емкости подшипников турбогенератора предназначены:

• 
  для обеспечения подшипников турбогенератора маслом в режимах переключения основных маслонасосов;
  
• 
  для облегчения последствий при аварийной остановке турбины с неработающими более одной минуты основными насосами смазки.
  

К каждому опорному подшипнику подводится масло высокого давления для обеспечения гидростатического подъема роторов при работе валоповоротного устройства.

11. Подшипники опорные

Опорные подшипники (Рис. 18) воспринимают и передают на детали статора радиальные нагрузки от собственного веса валопровода, от его неуравновешенных центробежных сил и расцентровок, от аэродинамических сил, возникающих в проточной части турбины. Конструкция опорных подшипников и их режим работы должны обеспечивать малые радиальные зазоры в проточной части и уплотнениях для поддержания высокой экономичности.

Все опорные подшипники имеют аналогичную конструкцию.

Каждый опорный подшипник состоит из вкладыша и крышки подшипника.

В отличие от опорного подшипника турбин К-1000-60/1500 вкладыш подшипника не имеет сферической расточки и установочного полукольца. Вкладыш устанавливается не в обойме, а непосредственно в корпусе подшипника. Такое опирание вкладыша не обеспечивает самоустановку вкладыша при монтаже.

Вкладыш подшипника состоит из двух половин 1 и 2, соединяемых с помощью четырех болтов. Для точной фиксации половин относительно друг друга два из четырех болтов выполнены призонными.

В корпусе подшипника вкладыш установлен на четырех опорных колодках 3 с цилиндрической внешней поверхностью. Колодки крепятся к вкладышу винтами. Между колодками и вкладышем устанавливаются прокладки 4, изменяя толщину которых, можно менять положение вкладыша по отношению к корпусу подшипника и тем самым осуществлять центровку расточки вкладыша по отношению к расточкам концевых и диафрагменных уплотнений.

Масло подводится через отверстия в одной из колодок по каналу 5 в развал 6 и направляется в нижнюю половину вкладыша. Развал это местная выборка в горизонтальной плоскости вкладыша, которая служит для увеличения расхода масла на охлаждение и создания более устойчивого масляного клина.

Для регулирования подачи масла на подводящей линии установлена регулирующая диафрагма, размер которой позволяет обеспечивать одинаковый расход масла на однотипных подшипниках турбины даже при разных давлениях масла перед ними. В верхней половине вкладыша выполнена маслораздаточная канавка для увеличения расхода масла и лучшего охлаждения.

Вкладыш устанавливается в обойме или корпусе подшипника с небольшим натягом (0,15-0,30 мм), который выбирается с таким расчетом, чтобы при работе турбины не произошло ослабления крепления вследствие неодинакового нагрева обоймы или крышки вкладыша.

В нижней половине вкладыша имеются каналы для подвода масла высокого давления к трем камерам гидроподъема.

12. Опорно-упорный подшипник

Упорный подшипник (Рис. 19) предназначен для установки и фиксации роторов турбоагрегата в осевом положении и восприятия осевых усилий от роторов, возникающих при работе турбины.

В конструкции рассматриваемой турбины применен комбинированный подшипник, объединяющий опорную и упорную части.

Вкладыш опорного подшипника, состоящий из двух половин 13 и 14, служит корпусом упорного подшипника, в который вставлены два разъемных установочных кольца 2 и 3. Фиксация установочных колец осуществляется стопорными пластинами, установленными в зоне горизонтального разъема. На установочных кольцах устанавливаются рабочие 5 и установочные 6 упорные колодки. Упорная часть подшипника включает 12 рабочих и 12 установочных упорных колодок.

Центровка обоймы 15, состоящей из двух половин, скрепленных болтами, вместе с закрепленным в ней вкладышем в корпусе подшипника осуществляется с помощью опорных колодок 17, закрепленных в пазах на вкладыше, и прокладок 16. Для предотвращения вращения вкладыша внутри обоймы установлен штифт 12.

Для регулирования осевого разбега (0,70,9 мм) служит регулировочное разъемное кольцо 7. Для установки правильного положения ротора в турбине, при котором осевые зазоры будут иметь требуемые значения, служат установочные кольца 11. Меняя их толщину, можно перемещать вкладыш вместе с ротором, сохраняя установленный осевой разбег. Установочные кольца 11 состоят, каждое из трех частей; нижние части снабжены зубцами для облегчения их выемки при монтаже; верхняя часть крепится винтами к верхней половине обоймы вкладыша 13.

Внешняя сферическая поверхность вкладыша позволяет проворачиваться относительно обоймы при монтаже, что облегчает установку ротора относительно колодок в таком положении, чтобы нагрузка упорных колодок была примерно одинакова. Для предотвращения поворота вкладыша при монтаже иногда устанавливают пружинный амортизатор 1.

Если бы вкладыш можно было установить в обойме с малым натягом, при котором силы трения между вкладышем и обоймой малы, то при изменении прогиба ротора упорный диск поворачивался бы и вслед за ним поворачивался и вкладыш. Это сохраняло бы усилия на колодки примерно одинаковыми. Однако работа турбины при не зажатом вкладыше становится ненадежной, во-первых, из-за возникновения повышенной вибрации и, во-вторых, из-за значительных осевых перемещений. Поэтому после установки вкладыша и регулировки прилегания гребня к упорным колодкам вкладыш закрепляют в обойме с натягом 0,02-0,06 мм. При работе турбины натяг увеличивается еще больше из-за более высокой температуры вкладыша по сравнению с обоймой.

Таким образом, эта конструкция является жесткой и в ней не происходит выравнивания усилий на упорных колодках при изменении положения гребня относительно колодок. Это приводит к неравномерной нагрузке упорных колодок, усилия на которые могут отличаться в 2-2,5 раза.

Подвод масла осуществляется через боковую опорную колодку. Масло подается в кольцевую полость, откуда оно поступает на смазку опорного вкладыша и по каналам 10 на смазку упорных колодок. Число каналов совпадает с числом колодок и к каждой колодке подается свежее масло. К установочным колодкам масло подается отдельным маслопроводом в распределительную камеру и далее через отверстия к каждой колодке.

Для уменьшения потерь на трение против цилиндрической поверхности гребня в корпусе упорного подшипника установлено разъемное кольцо 8 с уплотняющими усиками. Масло, попадающее в полость между уплотнительными усиками, дренируется через отверстия в кольце 8 и отверстия 18 в корпусе упорного подшипника в его картер.

Масло, поступающее к рабочим и установочным колодкам, заполняет весь корпус подшипника и может вытекать в картер через шесть отверстий 9 в верхней половине вкладыша.

13. Установка и крепление турбины к фундаменту

Турбина устанавливается на систему фундаментных рам (Рис. 20) заделываемых в верхнюю фундаментную плиту с помощью специальных болтов и подливки бетоном. На рамах всех опор имеются продольные и поперечные шпонки, а опоры крепятся к рамам шпильками, позволяющими опорам расширяться относительно рам, не нарушая центровки.

Корпус цилиндра высокого давления опирается двумя лапами на опору№ 3 и двумя лапами на опору № 4. Для этого нижнюю половину корпуса выполняют с удлиненными фланцами (лапами) которыми она укладывается на горизонтальные поверхности приливов подшипников.

Лапы, опирающиеся на опору № 3, зафиксированы от осевого перемещения поперечными шпонками, которые образуют фикспункт цилиндра высокого давления. Лапы, опирающиеся на опору № 4, имеют возможность свободного осевого перемещения для компенсации тепловых расширений корпуса.

Низкая температура в ЦНД позволяет упростить опирание корпуса на фундаментные рамы. Опорные поверхности ЦНД расположены не на оси цилиндра, а на уровне отметки пола непосредственно на фундаментных рамах. В вертикальных плоскостях ЦНД между фундаментными рамами и опорными поверхностями установлены продольные и поперечные шпонки. Тепловое расширение цилиндра происходит от фикспункта, расположенного на оси пересечения продольных и поперечных шпонок, установленных на лапах.

На всех опорах имеются вертикальные шпоночные соединения, которыми корпуса цилиндров фиксируются в поперечном и осевом направлениях относительно опор.

Тепловое расширение ЦВД организовано от опоры № 3 в сторону генератора. Для фиксации величины перемещения при изменении температуры цилиндра на опоре № 4 установлены датчики перемещения. Максимальное перемещение корпуса цилиндра высокого давления составляет 14-15 мм.

Тепловое расширение ЦНД организовано таким образом:

• 
  фикспункт ЦНД-1 расположен на поперечных фундаментных рамах ЦНД-1 со стороны ЦНД-2, расширение в сторону опоры № 1;
  
• 
  фикспункт ЦНД-2 расположен на поперечных фундаментных рамах ЦНД-2 со стороны ЦНД-1, расширение в сторону опоры № 3;
  
• 
  фикспункт ЦНД-3 расположен на поперечных фундаментных рамах ЦНД-3 со стороны ЦНД-4, расширение в сторону опоры № 4;
  
• 
  фикспункт ЦНД-4 расположен на поперечных фундаментных рамах ЦНД-4 со стороны ЦНД-3, расширение в сторону опоры № 6.
  

Перемещение роторов при расширении происходит от опорно-упорного подшипника, расположенного в опоре № 3.

Для измерения величины относительного расширения ротора на корпусах всех цилиндров низкого давления установлены датчики ОРР. Датчик установлен на приливе корпуса в месте выхода ротора со стороны противоположной фикспункту цилиндра (Рис. 21).

Допустимые величины относительных расширений роторов принимаются следующими:

• 
  при частоте вращения меньшей 1000 об/мин.:
  

• 
  РНД-1 от -5 мм до +28 мм,
  
• 
  РНД-2 от -5 мм до +20 мм,
  
• 
  РНД-3 от -5 мм до +28 мм,
  
• 
  РНД-4 от -5 мм до +35 мм;
  

• 
  при частоте вращения 3000 об/мин.:
  

• 
  РНД-1 от -5 мм до +20 мм,
  
• 
  РНД-2 от -5 мм до +15 мм,
  
• 
  РНД-3 от -5 мм до +20 мм,
  
• 
  РНД-4 от -5 мм до +25 мм.
  

Ротор высокого давления осевой деформации не подвержен, поэтому при любой частоте вращения разность абсолютного удлинения ротора и цилиндра ВД должна находиться в пределах: от -2,5 мм до +2,5 мм. ОРР ВД определяется как разность абсолютных расширений ротора и цилиндра.

Предельные значения величин относительного расширения роторов определяются величиной зазоров в уплотнениях проточной части цилиндров турбины и устанавливаются инструкцией по эксплуатации на основании заводских расчетов. Задевания в лабиринтовых уплотнениях приводят к разрушению уплотнительных усов и местному разогреву роторов, что вызывает повышение вибрации ротора или ненадежную работу уплотнений.

Воздействовать на величину роста относительного расширения ротора можно изменением расхода пара в проточную часть (нагрузкой или оборотами), изменением расхода (или температуры) пара на концевые уплотнения или величиной вакуума в конденсаторе.

14. Валоповоротное устройство

Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), вращающим ротор со скоростью 1 об/мин (Рис. 22).

Валоповоротное устройство служит для медленного вращения валопровода турбины, исключающего его изгиб из-за температурной неравномерности по сечению. Температурная неравномерность ротора в зоне уплотнений возникает в режимах пуска и останова турбины, когда подается пар на концевые уплотнения для набора и поддержания вакуума в конденсаторе. Еще худший режим возникает при останове турбины. Остановленный горячий ротор снизу будет остывать быстрее, чем сверху, и в результате также возникнет температурный изгиб ротора.

ВПУ (Рис. 23) автоматическое, с обгонной муфтой, расположено между ЦВД и ЦНД-3. ВПУ представляет собой трехступенчатый редуктор. Вращающий момент от электродвигателя через червячную глобоидную передачу и вал-шестерню передается зубчатому колесу. На внутренней расточке зубчатого колеса имеются три впадины, в которые упираются подпружиненные защелки, установленные в пазах фланца ротора высокого давления. Зубчатое колесо вращается в подшипниках качения.

При скорости вращения ротора более 180 об/мин. центробежная сила более тяжелой части защелок преодолевает усилие пружин и защелки утапливаются в пазах полумуфты.

С целью уменьшения мощности привода ВПУ, а так же предотвращения износа вкладышей подшипников, предусмотрен гидроподъем роторов турбины и генератора путем подачи масла высокого давления в каждый опорный подшипник.

15. Система уплотнения вала турбины

В паровых турбинах используются три вида уплотнений:

• 
  концевые;
  
• 
  диафрагменные;
  
• 
  надбандажные.
  

Для уменьшения протечек пара и устранения подсосов воздуха в местах выхода роторов из цилиндров установлены ступенчатые лабиринтовые уплотнения (Рис. 24). Концевые лабиринтовые уплотнения всех цилиндров выполнены в виде колец, установленных в корпусах или обоймах уплотнений. Кольца состоят из сегментов, в которые закатаны металлические усики. Сегменты устанавливаются в корпусах с помощью специальных пружин. На роторах имеются кольцевые выточки, в которые входят усики уплотнений.

Диафрагменные уплотнения ЦВД выполнены ступенчатыми и имеют по два уплотняющих кольца. Диафрагменные уплотнения ЦНД выполнены прямоточными и имеют по одному уплотняющему кольцу.

Надбандажные уплотнения ЦВД и ЦНД выполнены прямоточными.

Принципиально концевые уплотнения ничем не отличаются от диафрагменных уплотнений. Однако из-за большего перепада давления концевые уплотнения имеют большее число уплотнительных гребешков. При этом расстояние между гребешками не может быть очень малым, так как между ними должна быть камера, достаточная для гашения скорости пара выходящего из зазора между валом и гребешком. Поэтому уплотнения составляют до 3040  % длины вала.

Концевые уплотнения ЦВД выполнены ступенчатыми, то есть на роторе имеются кольцевые выточки, в которые входят усики уплотнений. Сегменты имеют уплотнительные усики различной длины, которые совместно с соответствующими выступами и впадинами на роторе образуют лабиринт. Радиальные зазоры в концевых уплотнениях составляют 0,75 мм.

Концевые уплотнения ЦВД имеют по три обоймы, которые образуют камеры подвода и отсоса уплотняющего пара. В кольцевых расточках первой обоймы установлено по 1 уплотнительному кольцу. В кольцевых расточках второй обоймы установлено по 3 уплотнительных кольца. В кольцевых расточках третьей обоймы установлено по 8 уплотнительных колец.

Концевые уплотнения ЦНД (Рис. 25) выполнены прямоточными, то есть ротор не имеет кольцевых выточек.

Концевые уплотнения ЦНД имеют по три уплотнительных обоймы, собранных в одном корпусе. Уплотнительные обоймы образуют по две кольцевые камеры подвода и отсоса уплотняющего пара.

В кольцевых расточках первой и второй обоймы установлено по 2 уплотнительных кольца. В кольцевых расточках третьей обоймы установлено по 3 уплотнительных кольца.

Подача пара на уплотнения производится во вторые камеры уплотнений всех цилиндров из общего коллектора. Подача пара с давлением 1,1 кг/см² и с температурой 165С в коллектор подачи пара на уплотнения осуществляется из паровой уравнительной линии деаэраторов или от РОУ-14/7 через регулирующий клапан, поддерживающий давление в коллекторе. Давление в коллекторе подачи пара на уплотнения поддерживается регулятором давления в пределах 10-20 кПа (0,1-0,2 кгс/см²).

В коллектор подачи пара на уплотнения заведены так же отсосы пара из вторых камер уплотнений штоков РК ЦВД, РК ЦНД, СК ЦВД, СК ЦНД, а при нагрузках турбины более 20% номинальной также и из камер концевых уплотнений ЦВД со стороны проточной части. Таким образом, реализуется частичное самоуплотнение турбины.

Паровоздушная смесь из первых камер уплотнений ЦВД и ЦНД, штоков СК и РК турбины отсасывается в охладитель пара уплотнений турбины ПС-340, в котором вакуум поддерживается за счет работы водоструйных эжекторов типа ЭВ-1-230.

Из третьих камер уплотнений штоков РК ЦВД, СК ЦВД пар направляется в деаэраторы.

На трубопроводах подачи пара на уплотнения ЦНД имеются вентили для регулирования подачи пара на уплотнения.

16. Система влагоудаления

Внутриканальное влагоудаление организовано в ЦВД за счет отбора пара на регенерацию после каждой (кроме первой) ступени. Бандажи рабочих лопаток выполнены заодно с рабочей частью лопаток с наклоненной по ходу пара внутренней поверхностью, способствующей за счет центробежных сил отводу влаги в улавливающие камеры. Выходная кромка рабочих лопаток по периферии открыта, что также способствует эффективности влагоудаления.

На последней ступени цилиндра низкого давления выполнена внутриканальная сепарация через щели в полых сопловых лопатках. На поверхности лопаток выполнено по три продольные щели шириной 1,45 мм.

На последних двух диафрагмах установлены козырьки, представляющие собой кольца, состоящие из отдельных частей и прикрепленные к ободам с зазором, через этот зазор отводится влага, отсепарировавшаяся за направляющим аппаратом. Влага за предпоследней ступенью сбрасывается в камеру отбора, за последней ступенью в конденсатор.

17. Дренажи турбоустановки

Турбоустановка оснащена системой дренажей предназначенных для удаления влаги из внутреннего объема, при прогреве в процессе пуска и работы турбины, и конденсата образующегося после отключения оборудования.

Перечень арматуры на линиях дренажей турбоустановки:

• 
  RT10S41 на линии дренажа паропроводов свежего пара до ГПЗ в расширитель дренажей машзала;
  
• 
  RT10S01 на линии дренажа паропроводов свежего пара до ГПЗ в расширитель пусковых дренажей;
  
• 
  RT10S21 на линии дренажа паропроводов свежего пара после ГПЗ в расширитель пусковых дренажей;
  
• 
  RT10S31 на линии дренажа коллектора греющего пара СПП до задвижки RA20S01;
  
• 
  SH10S11-14 на линиях дренажей перепускных паропроводов от РК к ЦВД;
  
• 
  SH10S01 общая на коллекторе дренажей с перепускных паропроводов от РКВД к ЦВД;
  
• 
  RA21-24S201 на линиях дренажей паропроводов греющего пара СПП;
  
• 
  SH10S02 на коллекторе дренажей паропроводов греющего пара СПП;
  
• 
  SH21S01, SH21S02 на линиях дренажа сепаратора 1-го отбора в корпус ПВД-7;
  
• 
  SH22S01, SH22S02 на линиях дренажа сепаратора 2-го отбора в корпус ПВД-6;
  
• 
  SH21S04 на линии дренажа паропроводов 1-го отбора до КОС;
  
• 
  SH21S03 на линии дренажа паропроводов 1-го отбора после КОС;
  
• 
  SH22S05 на линии дренажа паропроводов 2-го отбора до КОС;
  
• 
  SH22S08 на линии дренажа 2-го отбора после КОС;
  
• 
  SH23S20, SH23S21 на линиях дренажей сепараторов 3-го отбора в ПНД-5;
  
• 
  SH23S01,02 на линии дренажа паропроводов 3-го отбора до КОС;
  
• 
  SH23S03 на линии дренажа паропроводов 3-го отбора после КОС;
  
• 
  SH24S01 на линии дренажа паропроводов 4-го отбора;
  
• 
  SH31S01 на линии дренажа паропроводов отбора пара на ТПН до КОС;
  
• 
  SH31S03 на линии дренажа паропроводов отбора пара на ТПН после КОС;
  
• 
  SH25S01 на линии дренажа паропроводов 5-го отбора до КОС;
  
• 
  SH25S03 на линии дренажа паропроводов 5-го отбора после КОС;
  
• 
  SH26S05 на линии дренажа паропроводов 6-го отбора до КОС;
  
• 
  SH26S03 на линии дренажа паропроводов 6 отбора после КОС;
  
• 
  SH20S01-04 на коллекторах дренажей паропроводов турбины в РДНД.
  

Открытие дренажей производится перед пуском турбины в зависимости от ее температурного состояния. Закрытие дренажей производится после включения генератора в сеть и набора первоначальной нагрузки согласно инструкции по эксплуатации турбины.