Тезисы лекций Паровые и газовые турбины. Тезисы лекций по темам учебной дисциплины gaeg 5311 Особенности эксплуатации теплоэнергетических установок на

• Название: Тезисы лекций по темам учебной дисциплины gaeg 5311 Особенности эксплуатации теплоэнергетических установок на
• Дата: 06.02.2018
• Размер: 0.81 Mb.
• Имя файла: Тезисы лекций Паровые и газовые турбины.docx
• Тип: Тезисы; #35917

Министерство образования и науки Республики Казахстан

РГП ПХВ «Евразийский национальный университет им. Л.Н. Гумилева»

Транспортно-энергетический факультет

Кафедра «Теплоэнергетика»

УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой «Теплоэнергетика» _____________Сакипов К.Е. _________________2017 г.

Тезисы лекций

по темам учебной дисциплины
_GAEG 5311 Особенности эксплуатации теплоэнергетических установок на тепловых и атомных электростанциях__

(код и наименование модуля)
по дисциплине _ BGT 3204 Паровые и газовые турбины

(наименование дисциплины)
для обучающихся специальности _6М071700 «Теплоэнергетика» __

(шифр и наименование специальности)

Астана

2017

1 Конструктивные особенности паровых турбин
Паровая турбина является двигателем, в котором потенциальная энергия пара превращается в механическую работу вращающегося ротора по преодолению сил сопротивления приводимой машины (электрического генератора, питательного насоса, компрессора, вентилятора и др.).

Всякая турбина состоит из неподвижных и вращающихся частей. Совокупность всех неподвижных частей принято называть статором турбины, а вращающихся — ротором. Рассмотрим типичную конструкцию одноцилиндровой конденсационной турбины К-50-90 мощностью 50 МВт с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 535 °С. В этой турбине применен комбинированный ротор. Первые 19 дисков, работающих в зоне высокой температуры, откованы как одно целое с валом турбины, последние три диска — насадные. Применение насадных дисков в зоне высокой температуры, как правило, не допускается во избежание ослабления натяга их на валу из-за ползучести. Выполнение же трех последних дисков цельноковаными потребовало бы увеличения диаметра поковки ротора.

Совокупность неподвижной сопловой решетки, закрепленной в сопловых коробках или диафрагмах, со своей вращающейся рабочей решеткой, закрепленной на следующем по ходу пара диске, принято называть ступенью турбины. Проточная часть рассматриваемой одноцилиндровой турбины состоит из 22 ступеней, из которых первая называется регулирующей, вторая — первой нерегулируемой, а все остальные, кроме последней, — промежуточными.

В каждой сопловой решетке поток пара ускоряется в сопловых каналах специально выбранного профиля и приобретает необходимое направление для безударного входа в каналы между рабочими лопатками. Усилия, развиваемые потоком пара на рабочих лопатках, вращают диски и связанный с ними вал, который передает вращающий момент ротора турбины на приводимую машину (генератор, воздуходувку и др.).

По мере понижения давления пара при прохождении от первой к последней ступени удельный объем его сильно растет, что требует увеличения проходных сечений сопловых и рабочих решеток и соответственно высоты лопаток и среднего диаметра ступеней.

К переднему торцу ротора прикреплен приставной конец вала, на котором установлены бойки двух предохранительных выключателей (датчики автомата безопасности 22), воздействующие на стопорный и регулирующие клапаны, которые прекращают доступ пара в турбину при повышении частоты вращения ротора на 10—12 % по сравнению с расчетной.

Приставной конец вала с помощью гибкой муфты соединен с валом главного масляного насоса, корпус которого своим всасывающим патрубком прикреплен к приливу картера переднего подшипника.

Главный масляный насос предназначен для подачи масла в систему смазки подшипников турбины и генератора (при давлении 0,15 МПа) и в систему регулирования (при давлении 2 МПа), обеспечивающую автоматическое поддержание заданной частоты вращения ротора турбины. Датчиком частоты вращения является быстроходный упругий регулятор скорости, установленный на конце вала насоса. Со стороны выхода пара ротор турбины соединен полу гибкой муфтой с ротором генератора.

Статор турбины состоит из корпуса, в который вварены сопловые коробки, соединенные с помощью сварки с клапанными коробками, установлены обоймы концевых уплотнений, обоймы диафрагм, сами диафрагмы и их уплотнения. Корпус этой турбины кроме обычного горизонтального разъема имеет два вертикальных разъема, разделяющих его на переднюю, среднюю части и выходной патрубок. Передняя часть корпуса — литая, средняя и выходной патрубок — сварные.

К неподвижным частям турбины относятся также картеры ее подшипников. В переднем картере расположен опорно-упорный подшипник, в заднем — опорные подшипники роторов турбины и генератора.

Передний картер установлен на фундаментной плите и при тепловом расширении корпуса турбины может свободно перемещаться по ней. Задний же картер выполнен заодно с выходным патрубком турбины, который при тепловых расширениях остается неподвижным благодаря его фиксации пересечением поперечной и продольной шпонок, называемым фикспунктом, или мертвой точкой.

Передняя часть корпуса турбины соединена с передним картером с помощью специальных лап, предусмотренных на корпусе, и поперечных шпонок, установленных на боковых приливах картера. Благодаря такому соединению тепловые расширения корпуса турбины при прогреве и тепловые укорочения его при остывании полностью передаются переднему картеру, который, скользя по фундаментной плите, с помощью упорного подшипника перемещает ротор на размер теплового удлинения или укорочения корпуса, что обеспечивает неизменность в допустимых пределах осевых зазоров в проточной части турбины между вращающимися и неподвижными элементами.

В заднем картере турбины расположено валоповоротное устройство, предназначенное для медленного вращения ротора при пуске и остановке турбины. Оно состоит из электродвигателя, к ротору которого присоединен червяк, входящий в зацепление с червячным колесом, насажанным на промежуточный валик. На винтовой шпонке этого валика установлена ведущая цилиндрическая шестерня, которая при включении валоповоротного устройства входит в зацепление с ведомой цилиндрической шестерней, сидящей на валу турбины. После подачи пара в турбину частота вращения ротора повышается, и ведущая шестерня автоматически выходит из зацепления из-за проворачивания ее по винтовой шпонке.

Основным назначением валоповоротного устройства является предотвращение теплового искривления ротора и нагрева баббитовой заливки подшипников при остывании и пуске турбины.

Устройства автоматического регулирования турбин и их масло снабжения будут детально освещены в гл. 9 и 10. Здесь лишь перечислим основные узлы системы регулирования турбины К-50-90: четыре клапана, регулирующих подачу пара в турбину, распределительный кулачковый валик, поворачиваемый зубчатой рейкой поршневого сервомотора, получающего импульс от регулятора скорости и открывающего или закрывающего клапаны. Профили кулачков выполнены таким образом, что регулирующие клапаны открываются поочередно один за другим. Такое последовательное открытие или закрытие их позволяет исключить дросселирование пара, проходящего через полностью открытые клапаны при сниженных нагрузках турбины, т.е. дросселируется лишь та часть пара, которая проходит через частично открытый клапан.

Эта система парораспределения называется сопловой в отличие от дроссельной, где все количество пара, как при полной, так и при сниженных нагрузках проходит через один или несколько одновременно открывающихся клапанов и, дросселируясь, поступает к соплам первой ступени с пониженным давлением. Понижение давления приводит к уменьшению располагаемого теплоперепада и соответствующему снижению экономичности турбины.

Основная потеря теплоты в турбинной установке происходит в ее конденсаторе. Для уменьшения этой потери в корпусе турбины предусмотрено несколько патрубков регенеративных отборов, через которые пар отбирается из промежуточных ступеней на подогрев питательной воды, подаваемой в котел.


1— ротор турбины; 2 — корпус турбины; 3 — опорно-упорный подшипник; 4 — опорный подшипник; 5 — регулирующий клапан; 6 — сопловая коробка; 7— кулачковый вал; 8 — сервомотор; 9 — главный масляный насос; 10 — регулятор скорости; 11 — следящий золотник; 12 — картер переднего подшипника; 13 — валоповоротное устройство; 14 — соединительная муфта; 15 — выхлопной патрубок турбины; 16— насадные диски; 17— рабочие лопатки; 18 — диафрагмы; 19 — обоймы диафрагм; 20 — обоймы переднего концевого уплотнения; 21 — перепускная труба (от стопорного к регулирующему клапану); 22 — датчики автомата безопасности; 23 — фундаментная плита; 24 — патрубки отборов пара на регенерацию

Рисунок 1.1 – Продольный разрез турбины К – 50 – 90




2 Конструкция современных паровых турбин

Основные конструктивные особенности современных паровых турбин определяются целым рядом факторов. Наиболее существенными из них являются назначение и тип турбины, большая единичная мощность турбоагрегатов, использование высоких и сверхкритических начальных параметров пара, наличие промежуточного перегрева пара до высокой (обычно до начальной) температуры, режимные условия работы турбин и достижение определенных маневренных качеств, обеспечение надежной и экономичной эксплуатации турбоагрегатов в резко переменных режимах.

Рассмотрим основные направления и сложившиеся к настоящему времени принципы конструирования современных стационарных паротурбинных агрегатов.
2.1 Цилиндры
Цилиндр является одной из основных деталей турбины сложной формы с переменным по длине диаметром и горизонтальными, а в некоторых случаях и вертикальными фланцами. В цилиндре закреплены сопловые и направляющие аппараты, диафрагмы, обоймы диафрагм и другие элементы статора, Цилиндры имеют патрубки для промежуточных регулируемых и нерегулируемых отборов пара, патрубки для подвода и отвода пара из цилиндров.

Конденсационные турбины мощностью до 50 МВт обычно выполняют одноцилиндровыми. Мощность одноцилиндровых турбин может быть повышена примерно до 100—150 МВт, если турбоагрегат предназначается для работы в полупиковой части графика электрической нагрузки. В этом случае турбину можно рассчитывать на пониженные начальные параметры пара и ухудшенный вакуум в конденсаторе. В связи с небольшим числом часов использования в году турбоагрегат подобного типа может иметь несколько худшую по сравнению с базовыми агрегатами экономичность. Поэтому при расчете такого турбоагрегата могут быть допущены увеличенные потери с выходной скоростью, а теплоперепады в отдельных ступенях увеличены по сравнению с оптимальными. Это позволяет при повышенном расходе пара на турбину сократить число ступеней и разместить их в одном цилиндре.


а — схема обогрева турбин ХТЗ; б—поперечный разрез ЦВД турбины Т-100-130 по камере регулирующей ступени (КРС); в — принципиальная схема обогрева турбины Т-100-130; 1 и 2— верхний и нижний фланцы; 3 —обнизка; 4 — трубопроводы подачи греющего пара; 5 — короба; 6 — сбросной трубопровод; 7 — запорные вентили; 8 - обшивка турбины

Рисунок 2.1 - Системы обогрева фланцевого соединения:
С ростом единичной мощности агрегатов и повышением начальных параметров пара количество цилиндров в одной турбине постепенно возрастало. В настоящее время большинство агрегатов крупной мощности имеет до четырех цилиндров, а в некоторых турбинах, например К-1200-240 ЛМЗ, число цилиндров достигает пяти. В зависимости от параметров пара на входе в цилиндр условно различают цилиндры высокого давления (ЦВД), цилиндры среднего давления (ЦСД) и цилиндры низкого давления (ЦНД).

В одноцилиндровых турбинах соединение ротора турбины с ротором электрического генератора обычно осуществляется со стороны выхода пара из этого цилиндра. В многоцилиндровых одновальных турбинах цилиндры располагают по ходу движения пара и по мере снижения его параметров, т. е. сначала устанавливают ЦВД, потом ЦСД и один или несколько ЦНД, после чего располагают электрический генератор. Подобная компоновка принята в качестве типовой для всех отечественных одновальных турбоагрегатов. Наряду с этим могут встречаться и другие варианты взаимного расположения цилиндров, при которых, например, ЦВД может размешаться в центре валопровода, а ЦНД (два или четыре) - симметрично по обе стороны от него.

Направление потоков пара в многоцилиндровых турбинах может быть очень разнообразным и определяться многочисленными факторами. К ним относятся: уменьшение осевых усилий, воздействующих на упорный подшипник турбины, уменьшение осевых зазоров, уменьшение взаимных перемещений валопровода и корпусов цилиндров, расположение трубопроводов подвода и отвода пара из цилиндров, уменьшение тепловых деформаций цилиндров и т. д.

Цилиндр высокого давления в отечественных турбинах даже самой крупной мощности выполняют однопоточным, при этом пар может подводиться как с конца цилиндра (прямоточная схема), так и в его среднюю часть (петлевая схема). В петлевой схеме ЦВД предусматривается поворот потока пара за первой группой ступеней, расположенных во внутреннем корпусе, на 180°, после чего он омывает снаружи внутренний корпус цилиндра, охлаждает его и поступает в последующую группу ступеней, расположенных в наружном корпусе цилиндра. При петлевой схеме ЦВД теряется энергия за первой группой ступеней, добавляется потеря давления из-за сопротивления тракта в межкорпусном пространстве, по одновременно существенно уменьшаются потери в уплотнениях. К положительным свойствам этой конструкции можно отнести уменьшение температурных разностей я напряжений в корпусе цилиндра, особенно при переменных режимах работы, примерное уравновешивание осевого усилия в пределах этого цилиндра, удаление наиболее горячих частей ЦВД от подшипников турбины.

В турбинах с большими объемными расходами пара на входе в цилиндр применяют двухпоточную конструкцию с одинаковыми потоками пара и одинаковой геометрией проточной части. Использование такой конструкции позволяет снизить высоту рабочих лопаток последней ступени в данном цилиндре и полностью уравновесить осевые усилия в нем. К недостаткам двухпоточной конструкции следует отнести увеличение числа ступеней в цилиндре и повышение длины ротора. Двухпоточная конструкция нашла применение не только в ЦНД, но и в ЦСД, а также в некоторых ЦВД турбин для АЭС.

В многоцилиндровых конструкциях с целью уравновешивания осевых усилий применяют противоположное направление потоков пара в различных цилиндрах. Однако следует иметь в виду, что при переходных процессах в турбинах может произойти значительное перераспределение осевых усилий, сопровождающееся появлением большого усилия в упорном подшипнике. Особенно это относится к теплофикационным турбинам, в которых давление в камерах регулируемых отборов и расход пара через после отборные ступени, а, следовательно, и осевое усилие изменяются независимо от расхода свежего пара через турбину.

Цилиндры турбин могут выполняться однокорпусными (одностенными) и двух корпусными. В двухкорпусных конструкциях уменьшается перепад температур и давлений на каждый из корпусов, что позволяет уменьшить толщины стенок и фланцев корпусов, увеличить скорость прогрева деталей турбины, т. е. повысить маневренные качества турбоагрегатов.

ЦНД выполняют однокорпусными, двухкорпусными, а в некоторых случаях и трехкорпусными. Применение таких достаточно сложных конструкций ЦНД определяется стремлением исключить влияние возможных деформаций наружного корпуса на зазоры в проточной части. В ряде турбин наружный корпус ЦНД является одновременно и корпусом конденсатора.

Для удобства монтажа и демонтажа турбины цилиндры выполняют с горизонтальным разъемом. Плотность горизонтального разъема обеспечивают с помощью фланцев. Для сокращения времени прогрева достаточно толстых фланцев ЦВД и ЦСД, уменьшения уровня возникающих в них напряжений, уменьшения относительного осевого расширения ротора и цилиндра применяют паровой обогрев фланцев и шпилек.

Для обогрева фланцевых соединений используют «собственный пар», отбираемый для однокорпусных конструкций цилиндров из камеры регулирующей ступени или из паропровода между стопорным клапаном и цилиндром, для двухкорпусных цилиндров - из межкорпусного пространства. Длина пароподводящих трубопроводов должна быть по возможности минимальной, а схема полностью симметричной для левого и правого фланцев турбины.

На рисунок 2.1, а показана одна из возможных схем обогрева фланцев и шпилек, применяемых ХТЗ. К верхнему и нижнему фланцам турбины привариваются короба из листового железа. Пар из коллектора подводится в обнизку, проходит по ней и между шпильками и фланцем и сбрасывается в короба. Такая схема хороша тем, что обеспечивает одинаковый прогрев фланцев и шпилек. Имеется схема с раздельной подачей пара в обнизку и в короба.

В настоящее время на мощных турбинах внедряют систему обогрева фланцев без коробов, при которой греющий пар подается только в обнизку увеличенного размера (до 8—10 мм). При этом целесообразно подвод пара производить в зоне максимальных температур металла цилиндра. Отказ от коробов наружного обогрева позволяет снять ограничения на давление греющего пара, исключить из схемы предохранительные клапаны, повысить эффективность и надежность системы обогрева. Использование для обогрева того же пара, что омывает внутреннюю поверхность фланцев, обеспечивает саморегулирование их прогрева, что позволяет отказаться от установки регулирующей арматуры на подводе греющего пара, упрощает эксплуатацию и ремонт системы, автоматизацию управления обогревом.

В качестве примера на рисунок 2.1, б, в представлена система обогрева фланцевого соединения ЦВД турбины Т-100-130 ТМЗ. В этой системе греющий пар из камеры регулирующей ступени подводится в обнизку левого и правого фланцев корпуса ЦВД в зоне 6-й и 7-й шпилек. После прохода через систему обогрева греющий пар сбрасывается в зоне первых и последних шпилек большого диаметра (100 и 120 мм) в VI отбор турбины.

В ЦВД отечественных турбин обычно имеются только горизонтальные разъемы. Вертикальные разъемы отсутствуют, так как обеспечить плотность в зоне пересечения обоих этих разъемов при высоких параметрах пара довольно сложно. В одноцилиндровых турбинах ранних выпусков на пониженные параметры пара, а также в ЦСД и ЦНД современных крупных турбин наряду с горизонтальными разъемами имеются и вертикальные разъемы. Использование их позволяет упростить технологию изготовления корпусов и уменьшить габариты отдельных узлов турбины для облегчения их перевозки к месту монтажа.

Корпуса высокого и среднего давления выполняют литыми из высоколегированных сталей, в отдельных случаях сварно-литыми. Корпуса ЦНД и выхлопные патрубки этих цилиндров выполняют сварными.

Клапаны турбины на входе парав цилиндры подразделяются на стопорные и регулирующие, которые располагаются по ходу за стопорными, В турбинах сверхкритического давления регулирующие клапаны, число которых составляет от четырех до восьми на одну турбину, размещают отдельно и соединяют с ЦВД тонкостенными перепускными трубами. В турбинах докритического давления регулирующие клапаны располагают непосредственно на корпусе ЦВД или вблизи него, и они связаны с цилиндром короткими патрубками (рисунок 2.2). Регулирующие клапаны ЦСД также устанавливают в непосредственной близости к цилиндру.


Рисунок 2.2 - Поперечный разрез ЦВД турбины К-200-130 ЛМЗ по регулирующим клапанам



1 — стопорный клапан; 2 — корпуса регулирующих клапанов

Рисунок 2.3 - Блок клапанов ЦВД турбины Т-250/300-240 ТМЗ

В отечественном паротурбостроении применяются три схемы соединения паровых коробок стопорных и регулирующих клапанов;

1) стопорные и регулирующие клапаны расположены раздельно и соединяются между собой перепускными трубами. На каждый стопорный клапан приходятся от двух до четырех регулирующих клапанов;

2) стопорные и регулирующие клапаны расположены рядом и соединяются между собой короткими патрубками в блоки клапанов, что облегчает условия равномерного прогрева всех клапанов при пусках турбоагрегата (рисунок 2.3);

3) стопорные и регулирующие клапаны расположены в одном общем корпусе (рисунок 2.4). Пар подводится в центральную камеру под стопорным клапаном и после не попадает в камеру над ним, общую для трех регулирующих клапанов, которые находятся в том же корпусе.


Рисунок 2.4 - Блок клапанов ЦВД турбины К-300-240 ХТЗ
Раздельное расположение клапанов и цилиндра позволяет упростить конструкцию и технологию изготовления цилиндра, систему управления клапанами, а также облегчить монтаж и демонтаж турбины. Однако наличие дополнительных паровых объемов между клапанами и цилиндрами увеличивает разгон турбины после закрытия клапанов в случае сброса нагрузки.
2.2 Конструктивное выполнение сопловых и рабочих лопаток
Для конструктивного выполнения сопловых и рабочих лопаток важен тип применяемой ступени. Ступень можно разделить на активную и реактивную, регулирующую и не регулирующую, ступень с относительно короткими лопатками и ступень с длинными лопатками.

Рисунок 2.5 – Сопловой сегмент регулирующей ступени КТЗ
На рисунке 2.5 показаны: проточная часть двухвенечной ступени турбины высокого давления ЛМЗ и конструкция сопловых сегментов этой ступени. Здесь применены фрезерованные сопловые лопатки, изготовленные заодно с поясом 1, образующим внутреннюю торцевую стенку соплового канала. Внешняя торцевая стенка сопловых каналов образована бандажной лентой 2, которая профильными отверстиями насажена на торцы сопловых лопаток и приварена к ним. К сопловой решетке приварен внешний обод 3. Сваренный и обработанный сопловой сегмент заведен в пазы сопловой коробки 4. Для уплотнения сопловой коробки установлены штоки 5.

Материал сегментов – нержавеющая сталь. Каналы сопловой решетки подвергаются нитрации, для уменьшения изнашивания от эрозии поверхностей канала и, в особенности, тонких выходных кромок лопаток.
2.3 Конструкция уплотнений
Надежность работы турбины в существенной степени зависит от конструктивного выполнения уплотнений. В многоступенчатой турбине лабиринтовые уплотнения используются в качестве концевых и диафрагменных. Кроме того, в проточной части ступеней турбины выполняют периферийные уплотнения по бандажу и уплотнения у корня рабочих лопаток. Важным для эффективной работы любого лабиринтового уплотнения является конструктивное оформление элементарной ступеньки уплотнения: щели, образованной уплотнительным гребнем, и последующей расширительной камеры. Необходимо, чтобы кинетическая энергия струи, вытекающей из щели, полностью гасилась в расширительной камере. Выполнение этого условия обеспечивает при прочих равных условиях минимальный расход пара через уплотнение.

Для снижения расхода пара через уплотнение необходимо увеличивать число щелей в уплотнении z. Поэтому на заданной длине уплотнения стремятся разместить, возможно, больше гребней (щелей), но так, чтобы расширительная камера имела достаточные размеры для полного гашения кинетической энергии потока после щели.

Наиболее эффективно снижают расход пара в уплотнении малые зазоры по уплотнительному гребню между статором и ротором. Однако при очень малых зазорах возможны задевания ротора о статор. При задевании в месте одностороннего касания гребня, расположенного на статоре, выделяется теплота, которая разогревает периферийные слои металла ротора. В результате теплового расширения металла в месте касания возникает прогиб ротора в сторону, где происходит нагрев его, при этом задевание усиливается, разогрев, и прогиб ротора нарастают. Вследствие деформации ротора возникают напряжения сжатия в области задевания, которые при интенсивном разогреве могут превзойти предел текучести металла, и в роторе возникнут остаточные деформации сжатия. После остановки и остывания ротор получит прогиб, направление которого противоположно области задевания на роторе. Ротор, получивший остаточный прогиб, приходится подвергать правке — сложной операции, осуществляемой в заводских условиях.






а — уплотнение с усиками в статоре и тепловыми канавками на роторе; б — уплотнение с усиками в роторе; в — бесступенчатое уплотнение с усиками на статоре и роторе; г — прямоточное уплотнение ЦНД с гладким валом
Рисунок 2.6 - Типы уплотнений современных турбин
Для того чтобы исключить возможность тяжелых последствий задеваний в уплотнениях, связанных с остаточным прогибом ротора, в конструкции концевых и диафрагменных уплотнений современных турбин применяют некоторые методы. В тех случаях (рисунок 2.6, а),когда уплотняющие гребни 1 расположены на статоре, на роторе выполняют тепловые канавки 2. При задеваниях термические удлинения волокон ротора вдоль оси на участке между тепловыми канавками происходят относительно свободно, не вызывая прогиба вала и остаточных деформаций. Другим способом является выполнение конструкции уплотнения с тонкими усиками (гребнями), закатанными в ротор (рисунок 2.6, б). В этом случае передача теплоты трения от места касания к ротору затруднена, так как поверхность теплопередачи тонкого усика относительно мала.

Если осевые перемещения ротора относительно статора велики (например, в ЦНД мощных турбин), применяют или прямоточные уплотнения, когда вал выполняется гладким, без ступенек, а гребни располагаются на статоре (рисунок 2.6, г), или уплотнения с наклонными гребнями, расположенными как на статоре, так и на роторе с одинаковыми диаметрами по уплотнительным усикам (рисунок 2.6, в). Для уменьшения коэффициента расхода в этом уплотнении усики наклонены в направлении, противоположном потоку пара. Уплотнения типов, изображенных на рисунок 2.6, в и г, допускают значительные осевые перемещения ротора относительно статора, достигающие 30—35 мм, в то время как уплотнения ступенчатого типа (рисунок 2.6, а и б)допускают осевые перемещения, ограниченные размерами впадины, в которой располагается гребень уплотнения.

Такие конструктивные особенности концевых уплотнений, как число отсеков, число камер отвода или подвода пара к уплотнению, зависят от организации потоков пара в концевых уплотнениях. Рассмотрим организацию потоков пара в концевых лабиринтовых уплотнениях на примере конденсационной паровой турбины К-200-130 (рисунок 2.7). Концевые уплотнения всех цилиндров турбины разделены на отсеки, между которыми образованы камеры для отвода или подвода пара к уплотнению. Наибольшее число отсеков имеет переднее концевое уплотнение ЦВД. После первого отсека этого уплотнения пар отводится в выхлопной трубопровод ЦВД, что дает возможность использовать энергию пара в последующих ступенях турбины. Пар из камер после второго отсека переднего уплотнения ЦВД и первых отсеков заднего уплотнения ЦВД, а также переднего уплотнения ЦСД отводится в четвертый регенеративный отбор, пар из следующих отсеков уплотнений ЦВД и ЦСД отводится в сальниковый подогреватель системы регенерации. Крайние камеры всех концевых уплотнений соединены с паровым пространством сальникового подогревателя, в котором с помощью эжектора поддерживается небольшое разрежение (абсолютное давление равно 0,095—0,098 МПа). В крайних камерах всех уплотнений разрежение поддерживается для того, чтобы исключить выход пара из уплотнений в помещение машинного зала и защитить близко расположенные корпуса подшипников от попадания в них пара. В турбинах выпуска довоенных или первых послевоенных лет пар из крайних камер уплотнений направлялся через вестовые трубы в помещение машинного зала. В камеры, соседние с крайними, во все концевые уплотнения подводится пар из деаэратора от общего коллектора, в котором регулятором поддерживается небольшое избыточное давление 10—20 кПа (0,1—0,2 кгс/см). Для концевых уплотнений, перед которыми давление в турбине ниже атмосферного, небольшое избыточное давление в этих камерах необходимо, чтобы исключить присосы воздуха из атмосферы в турбину. Поэтому пар, поступающий в эти камеры, называют уплотняющим. В концевых уплотнениях ЦВД и переднем ЦСД пар, поступающий из коллектора 2, обеспечивает охлаждение ротора для снижения температуры шейки ротора и подшипника.



1 — регулятор подачи пара на уплотнения; 2 — коллектор уплотняющего пара; 3 — предохранительный клапан; 4 — отсос пара во второй отбор; 5 — отсос пара в четвертый отбор; 6 — отсос пара в сальниковый подогреватель; 7 — отсос пара из концевых камер в сальниковый подогреватель с эжектором
Рисунок 2.7 - Схема уплотнений турбины К-200-130:
В турбинах АЭС пар может быть радиоактивным, и поэтому в камеры концевых уплотнений, соседние с крайними, подается нерадиоактивный пар из специального котла или испарителя, что исключает возможность попадания радиоактивного пара в машинный зал.

Конструкцию уплотнений турбин рассмотрим на примере турбин ТМЗ (рисунок 2.8). В этих турбинах уплотнение образовано усиками, расположенными на статоре, а также выступами и впадинами прямоугольного сечения, выполненными на роторе. Усики на статоре располагают в уплотнительных кольцах, составленных из четырех или шести сегментов, заведенных в пазы обоймы 2. Выступы сегментов прижимаются к опорным выступам пазов с помощью плоских пружин 6, а также давлением пара, поступающего в полость паза через специальные отверстия или фрезерованные канавки со стороны высокого давления уплотнительного кольца. В осевом направлении уплотнительное кольцо прижимается также за счет перепада давления пара, в результате этого перетечки пара через паз практически исключаются.

Несколько уплотнительных колец, установленных в обойме, образуют отсек уплотнения. Между отсеками уплотнения, как указывалось, располагаются камеры для отвода или подвода пара к уплотнению в соответствии со схемой организации потоков пара (см., например, рисунок 2.7). В зависимости от давления перед концевым уплотнением число камер в них составляет 2 – 5.

Установка обойм в корпусе турбины осуществляется так же, как и установка сопловых диафрагм. Центровка обойм осуществляется с помощью лапок (сечение Б—Б) и шпонок (сечение В—В). Установка обойм в осевом направлении определяется положением усиков относительно канавок на роторе из условия отсутствия задеваний усиков о стенки канавки при различных относительных тепловых расширениях ротора и статора.

Усики сегментов уплотнений для рассматриваемой конструкции закрепляются зачеканкой по всей дуге сегмента. Для того чтобы усилия на усики при задеваниях были невелики, сегменты должны иметь возможность смещаться вдоль радиуса. При установке контролируется зазор а, который должен быть не менее 2 мм. Радиальные зазоры по усикам δ_у зависят от диаметра уплотнения d_уи, как правило, равны δ_у = (0,001 ... 0,0015)d_y, т.е. 0,3—0,6 мм.

Материал уплотнительных усиков — латунь в зоне низких температур; монель - металл в зоне средних температур и нержавеющая сталь Х18Н9Т в зоне высоких температур. В турбинах АЭС, работающих на влажном паре, для уменьшения эрозионного износа детали уплотнений изготовляют из высокохромистых сталей.