1 Общие положения

1.1 Настоящая инструкция по эксплуатации «Турбина К-1000-60/1500-2» ИЭ.2.SA.25.01 (далее – инструкция) разработана взамен ранее действующей инструкции по эксплуатации «Турбина К-1000-60/1500-2» ИЭ.2.SA.25.01, утвержденной 12.05.2012 в связи с окончанием срока действия и на основании требований п. 8.8 «Основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций» СТО 1.1.1.01.0678 2007.

1.2 Инструкция предназначена для организации безопасной эксплуатации турбоустановки К-1000-60/1500-2, входящей в состав энергоблока с реактором ВВЭР-1000, и регламентирует порядок операций при пуске, останове, изменении режима работы, а также устанавливает порядок действий оперативного персонала при нарушениях режима нормальной эксплуатации, порядок и объем технологического обслуживания турбоустановки К-1000-60/1500-2 энергоблока № 2 Ростовской АЭС.

1.3 Инструкция разработана на основании следующих документов:

1.3.1 «Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций» СТО 1.1.1.01.0678-2007;

1.3.2 «Правила охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей атомных станций ФГУП концерн «Росэнергоатом» СТО 1.1.1.02.001.0673-2006;

1.3.3 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок» ПНАЭ Г-7-008-89;

1.3.4 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением для объектов использования атомной энергии», НП-044-03;

1.3.5 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды для объектов использования атомной энергии», НП-045-03;

1.3.6 «Рабочий технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблока № 2» РГ.2.01;

1.3.7 Программа «Комплексная проверка технологических защит и блокировок (ТО‑9) турбинного отделения. Комплексная проверка технологических защит турбины» ПМ.2.ТЗБ ТО.ЦТАИ/549;

1.3.8 Программа «Комплексная проверка технологических защит и блокировок (ТО‑9) турбинного отделения. Комплексная проверка технологических блокировок арматуры и механизмов» ПМ.2.ТЗБ ТО.ЦТАИ/555;

1.3.9 Карта уставок. Технологические защиты, блокировки и сигнализация по техническим параметрам турбинного отделения. Энергоблок № 2 Ростовской атомной станции КУ.2.ТЗБ ТО.27.13;

1.3.10 Инструкция «О мерах пожарной безопасности турбинного цеха первой очереди» ИПБ.25-1.01;

1.3.11 «Альбом эксплуатационных схем турбинного цеха (машзал)» АС.2.25.01;

1.3.12 «Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Технические условия» ТУ 108-1055-82;

1.3.13 «Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Техническое описание ПО АТ ХТЗ» Б‑52 ТО;

1.3.14 «Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Инструкция по эксплуатации ПО АТ ХТЗ» Б-52 ИЭ;

1.3.15 Стандарт предприятия «Эксплуатационная документация. Порядок разработки и обращения. Документы по ведению технологических процессов (инструкции по эксплуатации, схемы, альбомы схем)» СТП 1-2009;

1.3.16 Стандарт предприятия «Документы производственно-технические. Общие требования к оформлению текста» СТП 8-2005.

1.4 Данную инструкцию обязаны знать НСТЦ, ВИУТ, СМТО, МОТО, должны быть ознакомлены и руководствоваться ею в работе НСАС, НСБ-2, НСРЦ, НСЭЦ, НС ЦТАИ, НСХЦ.

1.5 В соответствии с таблицами 1, 2 «Перечня ядерно-опасных работ. Энергоблок № 2 Ростовской атомной станции» ПР.02.03, при эксплуатации турбоустановки ядерно-опасными работами (ЯОР) являются:

1.5.1 Ядерно-опасные работы, переключения и технологические операции:

– переключения на БРУ-К при нахождении реакторной установки в состояниях «Горячее, «МКУ», «Работа на мощности»;

– переключения на арматуре питательных узлов ПГ при нахождении реакторной установки в состояниях «Горячее, «МКУ», «Работа на мощности»;

– переключения в ЭГСР, ГСР.

1.5.2 Ядерно-опасные работы по выводу в ремонт и вводу в работу после ремонта или модернизации систем (элементов), важных для безопасности:

– одной или двух быстродействующих редукционных установок со сбросом пара в конденсатор (БРУ‑К) при нахождении реакторной установки в состоянии «Работа на мощности»;

– трех или четырех быстродействующих редукционных установок со сбросом пара в конденсатор (БРУ‑К) при нахождении реакторной установки в состоянии «Горячее»;

– подогревателей высокого давления при нахождении реакторной установки в состоянии «Работа на мощности»;

– одного турбопитательного насоса (ТПН) при нахождении реакторной установки в состоянии «Работа на мощности»;

– двух турбопитательных насосов при нахождении реакторной установки в состояниях «МКУ», «Работа на мощности»;

– одной быстродействующей редукционной установки собственных нужд (БРУ-СН) при нахождении реакторной установки в состоянии «Работа на мощности»;

– двух быстродействующих редукционных установок собственных нужд (в случае неработоспособности системы расхолаживания РУ через второй контур) при нахождении реакторной установки в состоянии «Горячее».

1.6 Работы по пункту 1.5 настоящей инструкции выполняются по следующим документам:

1.6.1 Рабочая программа «Вывод в ремонт и ввод в работу быстродействующей редукционной установки со сбросом пара в конденсатор (БРУ-К) (ядерно-опасная работа)» ПМ.2.RC.ТЦ/332;

1.6.2 Рабочая программа «Вывод в ремонт и ввод в работу привода регулирующего клапана 2RL71(72,73,74)S02 (ядерно-опасная работа)» РП.2.RL.ТЦ/41;

1.6.3 Рабочая программа «Переключения на быстродействующей редукционной установке со сбросом пара в конденсатор (БРУ-К) (ядерно-опасная работа)» РП.2.RC.ТЦ/32;

1.6.4 Рабочая программа «Испытание и наладка автоматической системы регулирования и защиты турбины К-1000-60/1500-2 (ядерно-опасная работа)» ПМ.2.SE.ТЦ/346;

1.6.5 Рабочая программа «Вывод в ремонт и ввод в работу подогревателей высокого давления (ядерно-опасная работа)» РП.2.RD.ТЦ/579;

1.6.6 Рабочая программа «Вывод в ремонт быстродействующей редукционной установки собственных нужд (БРУ-СН) при нахождении энергоблока в состоянии «Работа на мощности» (ядерно-опасная работа)» РП.2.RQ.ТЦ/224;

1.6.7 Рабочая программа «Вывод в ремонт и ввод в работу турбопитательных насосов (ядерно-опасная работа)» РП.2.RL/SA.ТЦ/220.

1.7 Ответственным за безопасное проведение ядерно-опасных работ является НСБ-2.

Примечание – Требуемое состояние РУ и обеспечивающих систем, цели проведения ядерно-опасных работ, технические и организационные меры по обеспечению ядерной безопасности, критерии и контроль правильности завершения ядерно-опасных работ, действия персонала в случае изменения состояния РУ и обеспечивающих систем определены соответствующими разделами рабочих программ, указанных в перечислениях пункта 1.6 настоящей инструкции.

1.8 Допуск персонала к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования по нарядам и распоряжениям с разрешения НСБ-2 осуществляет НСТЦ.

1.9 После вывода турбоустановки из ремонта пуск (опробование) оборудования производит оперативный персонал ТЦ-1 по разрешению начальника или заместителя начальника

ТЦ-1 и НСБ-2.

1.10 Турбоустановка К-1000-60/1500-2 находится в оперативном ведении НС АС и в оперативном управлении ОДУ Юга.

1.11 При эксплуатации турбоустановки оперативный персонал должен дополнительно руководствоваться следующими эксплуатационными документами:

1.11.1 Инструкция «Ликвидация нарушений в работе оборудования турбинного отделения» ИЭ.2.ЛА.25.21;

1.11.2 График «Регламентные работы, проводимые на оборудовании ТЦ-1» Гр.02.25‑1.011.

1.12 В разделах инструкции даны указания со ссылками на инструкции по эксплуатации вспомогательного оборудования, связанного с работой турбоустановки К‑1000-60/1500-2.

2 НАЗНАЧЕНИЕ, КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ, ОБОРУДОВАНИЯ

2.1 Назначение и технические данные турбоагрегата.

2.1.1 Турбина паровая конденсационная четырехцилиндровая, структурная схема – один ЦВД плюс три ЦНД, без регулируемых отборов пара, с сепарацией и с однократным двухступенчатым паровым промежуточным перегревом (отборным и свежим паром), типа К‑1000‑60/1500-2, номинальной мощностью 1114000 кВт (при полностью открытых клапанах и без отборов сверх регенерации), с частотой вращения 1500 об/мин, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-1000-4У мощностью 1000000 кВт, напряжением на клеммах 24000 В (Ленинградского производственного электромашиностроительного объединения «Электросила»), монтируемого на общем фундаменте с турбиной.

2.1.2 Турбина предназначена для работы в блоке с аппаратом типа ВВЭР-1000 по моноблочной схеме.

2.1.3 Турбина рассчитана для работы свежим паром давлением 5,88 МПа (60,0 кгс/см²) и температурой 274,3 ºС при степени сухости 0,995, с промежуточным двухступенчатым перегревом пара до 250,0 ºС.

Примечание – Здесь и далее давление пара приведено в абсолютных единицах, давление масла – в избыточных.

2.1.4 Давление пара перед ЦНД – 1,12 МПа (11,4 кгс/см²).

2.1.5 Давление пара у входа в конденсаторы при номинальной мощности и температуре охлаждающей воды 15,0 ºС – 3,92 кПа (0,044 кгс/см²).

2.1.6 Турбина снабжена конденсационным устройством, сепарационно-перегрева-тельным устройством (СПП) и регенеративной установкой для подогрева питательной воды до температуры 220,0 ºС. Турбина имеет нерегулируемые отборы пара на регенеративные подогреватели высокого и низкого давления и деаэратор, на приводные турбины питательных насосов, на теплофикационную водонагревательную установку и на технологические нужды станции.

2.2 Турбоустановка К-1000-60/1500-2 относится к системам нормальной эксплуатации, важным для безопасности (класс безопасности 3Н) по ПНАЭГ-01-011-97 (ОПБ‑88/97).

2.3 Состав, устройство и работа турбины.

2.3.1 Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат и состоит из цилиндра высокого давления (ЦВД), трех цилиндров низкого давления (ЦНД-1, ЦНД‑2, ЦНД-3), пяти опор подшипников, трех конденсаторов, ресиверов, органов парораспределения и регулирования, системы маслоснабжения.

2.3.2 Длина турбины 52,24 м.

2.3.3 Парораспределение турбины дроссельное.

2.3.4 Свежий пар подается к четырем комбинированным стопорно-регулирующим

клапанам (СРК). После регулирующих клапанов пар поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД). Из цилиндра высокого давления пар поступает по четырем паропроводам диаметром 1200 мм в сепараторы-пароперегреватели, затем по четырем трубам диаметром 1200 мм, переходящим далее в две нитки труб переменного диаметра, пар с давлением 1,14 МПа (11,65 кгс/см²) направляется к трем цилиндрам низкого давления (ЦНД). На входе в ЦНД установлены регулирующие заслонки диаметром 1200 мм, снабженные индивидуальными масляными сервомоторами. Отработанный пар из цилиндров низкого давления направляется в конденсаторы.

2.3.5 Цилиндр высокого давления двухкорпусной, двухпоточный, по семь ступеней в каждом потоке.

2.3.6 Все цилиндры низкого давления двухпоточные и имеют в каждом потоке по семь ступеней. Роторы ЦВД и ЦНД сварные жесткие, соединены между собой и ротором генератора жесткими муфтами. Между ротором ЦНД-3 и ротором генератора установлен промежуточный вал.

2.3.7 Корпуса ЦНД выполнены двухкорпусными (имеют внутренние и внешние корпуса) и с помощью лап и шпонок, расположенных на выхлопных патрубках, центрируется непосредственно на фундамент.

2.3.8 Пар в конденсаторы поступает из ЦНД через проходные патрубки, имеющие систему линзовых компенсаторов, благодаря которым корпуса ЦНД имеют возможность независимо от конденсаторов расширяться и не воспринимать массу конденсаторов и воды.

2.3.9 Конденсаторы подвального исполнения, расположены перпендикулярно оси турбины. Конструкция переходного патрубка обеспечивает перепуск пара в одну из половин корпуса конденсатора при отключении по воде другой половины.

2.3.10 Конденсаторы опираются на гибкие стержневые опоры, воспринимающие массу конденсатора в рабочем состоянии.

2.3.11 Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Система подвода и отсоса пара из концевых лабиринтовых уплотнений работает автоматически и обеспечивает отсутствие протечек пара из уплотнений в машзал. Корпуса концевых уплотнений ЦНД крепятся к опорам подшипников, с корпусом ЦНД соединены гибкими герметическими элементами.

2.3.12 Роторы турбины опираются на восемь опорных подшипников скольжения, расположенных в пяти выносных опорах. Опоры опираются на массивные стальные рамы, залитые в бетон фундамента.

2.3.13 Упорный подшипник с механической системой выравнивания нагрузки между упорными колодками расположен во второй опоре (между ЦВД и ЦНД-1).Вкладыши опорных подшипников имеют сферическую наружную поверхность.

2.3.14 Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), вращающим ротор с частотой 1/7 об/мин. Валоповоротное устройство автоматическое, с обгонной механической муфтой и мотор-редуктором. С целью уменьшения мощности привода валоповоротного устройства, а также предотвращения износа вкладышей подшипников, предусмотрен гидроподъем роторов турбины и генератора путем подачи масла высокого давления в каждый подшипник от специальных насосов.

2.3.15 Турбина снабжена системой орошения внутренних полостей выхлопных патрубков ЦНД для предотвращения их чрезмерного нагрева во время режимов малых нагрузок и холостого хода.

2.3.16 Конструкция турбины предусматривает удаление влаги из проточной части турбины таким образом, чтобы влажность пара при эксплуатации была на возможно низком уровне.

2.3.17 Все изготовленные детали и узлы спроектированы исходя из условий провоза по железным дорогам с негабаритностью не более третьей степени. Роторы ЦНД при прохождении кривых радиусом менее 350 м имеют условную боковую негабаритность четвертой степени.

2.4 Устройство и работа составных частей турбины.

2.4.1 Комплект закладных частей фундамента состоит из стальных и чугунных рам опор подшипников, опорных рам ЦНД, плит комплекта клиньев и анкерных связей рам с основным бетоном фундамента.

2.4.2 Рамы после центровки на клиньях и затяжки анкерных связей заливаются в фундамент.

2.4.3 В верхней части рам под опоры номер 2, 3, 4 и 5 установлены поперечные и продольные шпонки и шпильки, обеспечивающие жесткое крепление опор. На торцевых стенках этих рам установлены шпонки для поперечной центровки ЦНД.

2.4.4 Рама под опору номер 1 имеет продольные шпонки, которые обеспечивают поперечную центровку опоры при ее перемещениях относительно рамы. На боковых стенках рам под опоры имеются отверстия для доступа к клиньям во время центровки.

2.4.5 На верхних плоскостях опорных рам ЦНД установлены бронзовые прокладки, воспринимающие основную часть нагрузок от массы корпуса ЦНД и вакуумных сил, а также скобы для предотвращения отрыва лап при аварийных режимах работы турбины и воздействия внешних сил, например: толчков землетрясения, взрывов и др.

2.4.6 Лапы ЦНД со стороны регулятора фиксируются на рамы поперечными шпонками.

2.4.7 Конструкция шпоночных соединений и бронзовых прокладок позволяет выполнять центровку корпуса ЦНД в горизонтальном и вертикальном направлениях без замены основных деталей шпоночных соединений и перецентровки рам.

2.4.8 Роторы турбины опираются на восемь опорных подшипников скольжения, расположенных в пяти опорах (смотри приложение Т).

2.4.9 В передней опоре (опора номер 1) расположены: опорный подшипник диаметром 560 мм, маслоотбойники, датчики частоты вращения ротора, импульсный насос, передача к датчикам оборотов, устройство для перемещения датчика относительного расширения, вибродатчики, датчики прогиба ротора ВД, маслопроводы регулирования.

2.4.10 На передней стенке опоры номер 1 расположены: регулятор скорости, преобразователь электрогидравлический; на площадках у горизонтального разъема опоры установлены защитные устройства, на средней крышке – золотники автоматов безопасности.

2.4.11 В опоре между ЦВД и ЦНД-1 (опора номер 2) расположены: упорный подшипник, опорные подшипники диаметром 560 мм и диаметром 800 мм, маслоотбойники и со стороны генератора – концевое уплотнение ЦНД с компенсатором сильфонного типа, датчик осевого сдвига ротора.

2.4.12 В опорах между ЦНД-1 и ЦНД-2 (опора номер 3) и между ЦНД-2 и ЦНД-3 (опора номер 4) расположены по два опорных подшипника диаметром 800 мм, маслоотбойники и концевые уплотнения НД с компенсаторами.

2.4.13 Опоры выполнены сварными, из проката углеродистой стали, литых полуколец под подшипниками и колесом валоповоротного устройства. По горизонтальному разъему опоры закрываются несколькими крышками, соединенными между собой по вертикальным разъемам.

2.4.14 Опоры номер 2, 3, 4 и 5 опираются на стальные, а опора номер 1 – на чугунные фундаментные рамы, залитые в бетон.

2.4.15 Опора номер 1 может перемещаться в осевом направлении относительно фундаментной рамы, опоры номер 2, 3, 4 и 5 – неподвижны.

2.4.16 Опоры номер 1 и 2 в нижней части имеют Т-образные выступы – зацепы, обеспечивающие осевое перемещение ЦВД без расцентровки при тепловом расширении.

2.4.17 Подвод и слив масла, подвод масла высокого давления, отвод масляных паров, вывод электроприводов осуществляется через боковые стенки опор.

2.4.18 Разводка труб, подводящих масло к опорным подшипникам, выполнена внутри опор. На подводах масла к опорным подшипникам турбины установлены дроссельные шайбы. Слив масла из упорного подшипника регулируется дроссельной шайбой, установленной на сливной трубе внутри опоры.

2.4.19 На крышках каждой опоры имеются баки для аварийной смазки опорных и упорных подшипников на время выбега ротора при неработающих насосах системы маслоснабжения. В каждом отсеке бака аварийной смазки установлены дозирующие трубы с вмонтированными в них лепестковыми клапанами для уменьшения расхода масла в аварийные баки при нормальной эксплуатации. Масло в аварийные баки подается по внутренним каналам опоры из карманов работающих опорных подшипников. На крышках аварийных баков имеются смотровые окна.

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

2.4.21 Конструкция маслоотбойников допускает их перецентровку относительно ротора без подгонки.

2.4.22 Для выкатывания нижних половин вкладышей при осмотре и ремонте у каждого опорного подшипника установлен гидродомкрат с устройством механической фиксации положения поршня.

2.4.23 В опоре номер 1 смонтированы следующие узлы регулирования и контроля:

– датчики частоты вращения ротора;

– устройство для перемещения датчика относительного расширения;

– датчики прогиба ротора ЦВД;

2.4.24 На хвостовике, который крепится к ротору высокого давления, размещены колеса импульсного насоса, детали автомата безопасности и блок зубчатых колес для датчиков частоты вращения ротора.

2.4.25 В передней части опоры расположены трубопроводы системы регулирования. Для удобства монтажа этих труб на боковых стенках опоры предусмотрены окна, закрытые крышками. На средней крышке опоры имеются окна для доступа к автомату безопасности и датчику относительного расширения.

2.4.26 Каждый опорный подшипник состоит из вкладыша, установочного полукольца и крышки подшипника. Вкладыш выполнен разъемным и соединен болтами. Рабочая поверхность вкладыша залита баббитом. Вкладыш имеет внешнюю сферическую поверхность, которой он опирается на сферическую расточку установочного кольца. Такое опирание обеспечивает самоустанавливание вкладыша при монтаже. В нижней половине вкладыша имеются каналы для подвода масла высокого давления к четырем камерам гидроподъема.

2.4.27 К установочному полукольцу прикреплены три подушки, которыми оно опирается на расточку опоры. Под подушками устанавливаются наборы дистанционных прокладок для центровки подшипников относительно опор. Боковые подушки, полукольцо и вкладыш имеют отверстия для подвода основной и аварийной смазки.

2.4.28 Подшипник упорный предназначен для установки и фиксации роторов турбоагрегата в осевом положении и восприятии осевых усилий от роторов, возникающих при работе турбины. Упорные подушки подшипника состоят из тонких накладок, залитых баббитом и жесткого основания. Для повышения несущей способности подшипника в накладках выполнены каналы для охлаждения подушек маслом. Подушки опираются на уравнительную рычажную систему, обеспечивающую равномерное распределение нагрузки по подушкам. Каждая подушка опирается запрессованным в нее упором на верхнюю опору рычажной системы, в которой установлен сферический упор. В нижние опоры рычажной системы также запрессованы упоры, которыми они опираются на сферические упоры, установленные в обойме. Каждая верхняя опора рабочими плоскостями опирается на цилиндрические поверхности нижних опор. Упорные подушки удерживаются от выпадения из обоймы зацепами и стопорными разъемными кольцами. Каждая половина обоймы, собранная с опорами и подушками, при сборке заводится в расточку корпуса. Разбег ротора в упорном подшипнике регулируется дистанционными полукольцами.

2.4.29 Валоповоротное устройство (ВПУ) представляет собой двухступенчатый редуктор со встроенной обгонной муфтой. Приводом ВПУ служит мотор-редуктор. Крутящий момент от мотор-редуктора через муфту с упругими элементами, червячную глобоидную передачу и вал-шестерню передается зубчатому колесу, соединяющемуся с ротором посредством обгонной муфты. На внутренней расточке колеса имеются три впадины, в которые упираются подпружиненные кулаки, установленные в пазах промежуточного вала турбины.

2.4.30 Примерно при 180 об/мин ротора центробежная сила более тяжелой части кулаков преодолевает усилие пружин и кулаки утапливаются в пазах полумуфты. Зубчатое колесо

установлено на гидростатических опорах скольжения. Конструкция ВПУ допускает его включение в любой момент работы турбины и обеспечивает автоматическое сцепление и расцепление обгонной муфты. Вращение роторов турбины валоповоротным устройством без предварительного включения системы гидроподъема не допускается.

2.4.31 Цилиндр высокого давления выполнен двухкорпусным, состоящим из внешнего и внутреннего корпусов. В ЦВД выполнен нижний подвод пара от четырех комбинированных стопорно-регулирующих клапанов. Клапаны установлены симметрично слева и справа от турбины на четырех пароподводящих коленах диаметром 600 мм, которые с помощью двух сферических корпусов приварены к нижней половине внешнего корпуса. Приварка сферических корпусов с пароподводящими коленами выполняется на монтаже после установки внешнего корпуса ЦВД на фундамент.

2.4.32 Пар поступает во внутренний корпус, который одновременно разделяет зоны высокого и среднего давлений. Для обеспечения независимых тепловых расширений внутреннего и наружного корпусов соединение патрубков подвода пара выполнено с помощью поршневых колец.

2.4.33 В каждом потоке цилиндра высокого давления имеется семь ступеней. Во внутреннем корпусе расположены сопловой аппарат и диафрагмы второй и третьей ступеней. Диафрагмы ступеней с четвертой по седьмую попарно установлены в двух обоймах. Полости, ограниченные внешним корпусом, внутренним корпусом и обоймами, образуют кольцевые камеры отборов пара на регенерацию. Двумя трубами из каждого потока в нижней половине корпуса пар из цилиндра высокого давления отводится в СПП.

2.4.34 Внутренний корпус ЦВД выполнен из стали 15Х1М1Ф-Л, и состоит из двух половин, сболченных между собой по горизонтальному разъему. Половины корпуса зафиксированы между собой установочными штифтами.

2.3.35 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 четыре шпоночных соединения, расположенные в верхней и нижней половинах. Во внутреннем корпусе имеются кольцевые посадочные выступы и пазы для установки диафрагм первой – третьей ступеней.

2.4.36 Внешний корпус ЦВД, состоящий из верхней и нижней половин, выполнен из стали 15Х1М1Ф-Л. Половины корпуса сболчены по горизонтальному разъему и зафиксированы друг относительно друга призонными шпильками. В нижней половине внешнего корпуса выполнены патрубки подвода пара и отборов пара на регенерацию, патрубки системы дренажей и отсосов пара из обшивок горизонтального разъема. Во внешнем корпусе выполнены кольца-пазы для установки обойм диафрагм четвертой – седьмой ступеней. Внешний корпус опирается двумя лапами на опору номер 1 и двумя лапами на опору номер 2. В каждой лапе предусмотрены по два отверстия для установки динамометров.

2.4.37 Центровка ЦВД относительно горизонтальной плоскости осуществляется за счет специальных прокладок, установленных под лапами.

2.4.38 Для ограничения вертикальных перемещений корпус со стороны регулятора и генератора закреплен Г-образными скобами, установленными на опорах номер 1 и 2.

2.4.39 Для передачи осевых перемещений в корпусе и опорах выполнены «Т»-образные шпоночные соединения со специальными прокладками, центрирующими корпус ЦВД относительно вертикальной плоскости.

2.4.40 Обоймы диафрагм четвертой–пятой и шестой–седьмой ступеней выполнены из стали 25Л. На наружном кольцевом посадочном пояске обойм выполнена наплавка стороны прилегания из стали 12Х18Н10Т, а в соответствующих кольцевых пазах внешнего корпуса установлены вставки из стали 08Х13 для защиты от щелевой эрозии. Элементом подвески и центровки обойм относительно горизонтальной плоскости служат лапы, выполненные в нижних половинах обойм.

2.4.41 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 сохранять неизменной первоначальную центровку. Все диафрагмы цилиндра высокого давления выполнены сварными. Для предохранения от эрозии влажным паром направляющие лопатки, тела и ободья выполнены из нержавеющей стали. На диафрагмах установлены направляющие лопатки с профилем постоянного сечения и удлиненной входной кромкой. В цилиндре высокого давления диафрагмы сболчены в осевом направлении попарно с установкой четырех радиальных центрирующих штифтов (кроме первых ступеней, установленных отдельно). Все диафрагмы, за исключением первой ступени, сбалчиваются по горизонтальному разъему. Диафрагмы первой ступени закатываются во внутренний корпус и фиксируются в горизонтальной и вертикальной плоскости у разъема сапожковой шпонкой и промтелом, а в осевом направлении – винтами. Кроме того, диафрагмы первой ступени внутренними заточками устанавливаются в корпусе направляющего аппарата.

2.4.42 Корпус направляющего аппарата (НА) сварной, состоит из двух половин, сболченных между собой. Относительно друг друга половины корпуса центрируются с помощью цилиндрических штифтов. При сборке корпус НА устанавливается в ЦВД разъем в плоскости горизонтального разъема корпуса ВД. После сборки корпус НА поворачивается вокруг оси турбины на 90º и фиксируется специальными шайбами и винтами. В корпусе НА имеются кольцевые посадочные выступы для установки диафрагм первой ступени.

2.4.43 Каждая сболченная в осевом направлении пара диафрагм центрируется как одна деталь. Относительно горизонтальной плоскости центровка осуществляется с помощью прокладок и элементов подвески, выполненных заодно с ободом и расположенных у разъема в нижней половине.

2.4.44 Относительно вертикальной плоскости диафрагмы центрируется с помощью шпонки, расположенной внизу по оси турбины и двух боковых прокладок. Взаимное положение верхних и нижних половин диафрагм фиксируется поперечной шпонкой. Заодно с диафрагмами выполнены козырьки, на которых расположены жесткие надбандажные уплотнения. По внутреннему диаметру диафрагм выполнены пазы, в которые заводятся уплотнительные кольца, состоящие из отдельных подпружиненных сегментов.

2.4.45 В каждом сегменте в специальных гнездах установлено по две цилиндрические винтовые пружины, застопоренные от выпадения с помощью упоров и проволочных стопоров. Аналогично выполнены сегменты диафрагменных уплотнений ЦНД и концевых уплотнений ЦВД и ЦНД. В козырьках и ободьях диафрагм предусмотрены каналы и отверстия, через которые осуществляется отвод отсепарированной влаги из межвенцевых зазоров проточной части.

2.4.46 Ротор высокого давления (РВД) двухопорный, жесткий, барабанного типа, сваренный из четырех частей. На хвостовиках ротора выполнены шейки опорных подшипников диаметром 560 мм, проточки концевых лабиринтовых уплотнений и маслоотбойников, места для размещения канатов подъемного приспособления. На хвостовике со стороны генератора выполнен гребень упорного подшипника диаметром 950 мм и фланец муфты соединения роторов. Хвостовик стороны регулятора выполнен с гребнем для датчика относительного расширения ротора. На бочке между дисками расположены проточки ступенчатых лабиринтовых уплотнений диафрагм. На фланце со стороны генератора выполнен гребень для датчика осевого сдвига. В дисках всех ступеней выполнено по семь пароразгрузочных отверстий диаметром 50 мм. На роторе имеется шесть кольцевых пазов для установки балансировочных грузов. Расположение двух внешних пазов позволяет производить балансировку без вскрытия цилиндра (для установки балансировочных грузов необходимо лишь снять верхние половины корпусов концевых уплотнений).

2.4.47 Максимальная стрела прогиба облопаченного ротора 0,16 мм.

2.4.48 Ротор двухпоточный, имеет по семь ступеней рабочих лопаток в каждом потоке. На первой–четвертой ступенях рабочая часть лопаток постоянного профиля, а на остальных – переменного. Лопатки первой–четвертой ступеней имеют двухопорный грибовидный профиль хвоста шириной 82 мм. Лопатки пятой–седьмой ступеней имеют трехопорный грибовидный профиль хвоста шириной 106 мм. Рабочие лопатки второй – седьмой ступеней имеют приклепанные ленточные бандажи. Лопатки первой ступени имеют цельнофрезерованную бандажную полку с бандажными связями по типу «ласточкин хвост».

2.4.49 На каждой ступени установлено по одной замковой лопатке, которая крепится на диске за две соседние предзамковые лопатки двумя штифтами. На паровпуске ступеней выполнены осевые уплотнительные гребни как на бандажах, так и со стороны внутреннего диаметра на хвостах. На цельнофрезерованном бандаже первой ступени и накладных бандажах остальных ступеней проточены с наружной стороны пояски для размещения над ними уплотнительных гребней диафрагм.

2.4.50 На РВД со стороны регулятора устанавливается хвостовик с автоматом безопасности и деталями насоса. Ротор динамически балансируется на заводе. Масса облопаченного ротора высокого давления 48 860 кг, а в сборе с хвостовиком 49280 кг. Габариты ротора:

– длина (без хвостовика) 10 200 мм;

– длина в сборе с хвостовиком 11 035 мм;

– максимальный диаметр облопаченного ротора 2 220 мм;

2.4.51 Для уменьшения протечек пара и устранения подсосов воздуха в местах выхода концов ротора из корпуса установлены ступенчатые лабиринтовые уплотнения. Со стороны регулятора и со стороны генератора имеются по две обоймы и корпус уплотнений, в кольцевых расточках которых установлено по десять уплотнительных колец, которое образуется по три камеры подвода и отсоса уплотняющего пара.

2.4.52 Корпуса уплотнений присоединены болтами к внешнему корпусу ЦВД. Обоймы уплотнений установлены в соответствующих расточках корпуса и состоят из верхних и нижних половин, зафиксированных между собой установочными штифтами. Подвеска и центровка обойм уплотнений относительно горизонтальной и вертикальной плоскостей осуществляется с помощью специальных шпонок, установленных в нижних половинах обойм у разъема и по оси турбины.

2.4.53 Часть низкого давления турбины состоит из трех цилиндров низкого давления: ЦНД-1, ЦНД-2, ЦНД-3. Каждый цилиндр низкого давления (ЦНД) включает в себя внешний корпус в соборе с выхлопными патрубками, обойму (внутренний корпус), ротор и направляющий аппарат с диафрагмами. Опирание и фиксация ЦНД осуществляется на выхлопных патрубках. Каждый ЦНД в сборе опирается на фундамент восемью лапами выхлопных патрубков. Четыре лапы - основные, несущие, расположены на торцевых стенках (торцевые лапы), остальные четыре лапы разгрузочные, расположены на боковых стенках (боковые лапы). Торцевые лапы опираются на бронзовые прокладки, укрепленные на фундаментных рамах. Конструкция прокладок позволяет производить перецентровку ЦНД в вертикальном направлении. На каждой торцевой лапе в специальных расточках установлено по два разгрузочных устройства усилием по 27 тс. Разгрузочные устройства состоят из набора тарельчатых пружинных стержней. Под каждую боковую лапу устанавливаются по шесть спиральных пружин усилием 10 т каждая и по две гибкие опоры, состоящие из пучков стержней диаметром 16 мм. Гибкие опоры служат для восприятия нагрузок при чрезмерных деформациях патрубков во время аварийных режимов, а также в условиях сейсмичности. От поперечного смещения ЦНД удерживают шпоночные соединения с фундаментными рамами опор и торцевыми стенками нижних частей выхлопных патрубков. В продольном направлении ЦНД фиксируется шпоночными соединениями между торцевыми лапами патрубка со стороны регулятора и фундаментными рамами под этими лапами.

2.4.54 Конструкция продольных и поперечных шпоночных соединений допускает выполнение перецентровки ЦНД за счет закладных шпонок.

2.4.55 Подвод пара в ЦНД – боковой, двумя трубами диаметром 1200 мм, выполнен в нижней половине цилиндра. В каждом ЦНД предусмотрены отборы пара на регенерацию и теплофикацию за первой, второй, четвертой и шестой ступенями. Отвод отборов осуществляется за первой ступенью – одной трубой диаметром 600 мм, за второй ступенью – одной трубой диаметром 800 мм, за четвертой ступенью – двумя трубами диаметром 1000 мм, за шестой ступенью двумя трубами диаметром 1000 мм. В местах прохода через внешний корпус труб подвода пара и отборов (за первой и второй ступенями) установлены линзовые компенсаторы, допускающие свободу относительных перемещений внешнего и внутреннего корпусов. Проточная часть ЦНД двухпоточная, семиступенчатая. На выходе из последней ступени каждого потока пар поступает в кольцевые радиально-осевые диффузоры выхлопных патрубков, из которых по четырем переходным патрубкам направляется в конденсаторы, расположенные под ЦНД. Пар, поступающий в ЦНД, разделяется на два потока направляющим аппаратом.

2.4.56 Корпус направляющего аппарата (НА) сварной, состоит из двух половин, сболченных между собой по горизонтальному разъему. Относительно друг друга половинки корпуса центрируется с помощью цилиндрических штифтов. Корпус НА удерживается в корпусе ЦНД специальными шайбами и винтами. В корпусе НА имеются кольцевые посадочные выточки для установки диафрагм первой ступени. В каждом потоке ЦНД расположено по семь диафрагм. Диафрагмы ступеней с первой по четвертую установлены в обойме, ступеней с пятой по седьмую - во внешнем корпусе. Диафрагмы ЦНД сварные. Тела и ободья диафрагм выполнены из низкоуглеродистой стали. Направляющие лопатки и бандажные ленты на всех диафрагмах выполнены из нержавеющей стали. На ступенях с первой по пятую установлены направляющие лопатки с профилем постоянного сечения с удлиненной входной кромкой. На шестой и седьмой ступенях лопатки выполнены закрученными с переменной хордой по длине. На этих ступенях лопатки выполнены полыми. Через эти полости организована внутриканальная сепарация влаги. Все диафрагмы сбалчиваются по горизонтальному разъему. Относительно горизонтальной плоскости диафрагмы центрируется с помощью прокладок, установленных под опорными лапами нижних половин диафрагм. Центровка каждой диафрагмы в поперечном направлении осуществляется с помощью шпонки, расположенной в нижней половине корпуса ЦНД по оси турбины, и двух боковых прокладок. Взаимное положение верхних и нижних половин диафрагм фиксируется шпонкой. На диафрагмах шестой и седьмой ступеней со стороны паровпуска установлены козырьки, прикрепленные к ободьям с зазором. Через этот зазор отводится влага, отсепарированная за направляющим аппаратом.

2.4.57 Для подъемно-транспортных операций в телах диафрагм ЦНД предусмотрены отверстия, закрываемые заглушками после установки нижних половин в корпусе турбины. На верхних половинах диафрагм семи ступеней имеются транспортные проушины, на остальных ступенях – рамовые отверстия. Во всех диафрагмах в пазах центральной расточки установлены уплотнительные кольца лабиринтовых уплотнений (из двадцати сегментов каждое).

2.4.58 Обойма ЦНД сварная, состоит из двух половин, сболченных между собой по горизонтальному разъему, выполнена из литья (фланец горизонтального разъема) и проката углеродистой стали. Наружная поверхность обоймы и трубы подвода пара экранируется тонкостенными металлическими листами, установленными с зазором. Обойма четырьмя лапами, расположенными у горизонтального разъема, опирается на внутренние опорные площадки внешнего корпуса. Относительно горизонтальной плоскости обойма центрируется с помощью бронзовых прокладок, установленных под опорными лапами. Верхняя и нижняя половины обоймы центрируется относительно друг друга с помощью конических штифтов. Продольная фиксация обоймы осуществляется шпоночными соединениями, расположенными на фланце горизонтального разъема по оси паровпуска. Поперечная фиксация обоймы обеспечивается шпоночными соединениями, расположенными в нижней части корпуса, на торцевых поверхностях. В обойме имеется кольцевая полость, в которую подводится пар по двум патрубкам, и кольцевые полости отборов.

2.4.59 Из полостей отборов пар через патрубки в нижней половине обоймы направляется в систему регенерации.

2.4.60 Для уменьшения плотности горизонтального разъема обойма имеет крепеж на наружных фланцах, а также на внутренних фланцах паровпуска и полостей отборов за второй ступенью. Затяжка крепежа на внутренних фланцах производится через два люка, расположенных на цилиндрической поверхности обоймы в районе паровпуска, расположенных на торцевой части в районе полостей отборов за второй ступенью.

2.4.61 В обойме выполнены посадочные выступы для установки диафрагм первой –

четвертой ступеней обоих потоков. Площадки и шпоночные пазы для установки и центровки диафрагм выполнены в нижней половине обоймы. Для подъемно-транспортных операций в обеих половинах обоймы имеются приварные транспортные проушины.

2.4.62 Внешний корпус ЦНД выполнен сварным из проката углеродистой стали, и состоит из четырех частей, сболченных между собой по горизонтальному и вертикальному разъему. Вертикальный разъем выполнен для обеспечения возможности провоза корпуса по железной дороге. В нижней части внешнего корпуса по обеим сторонам, в местах прохода труб подвода пара, выполнены продольные усилия корпуса в виде балок коробчатого сечения. Балки по контуру сбалчиваются. Вертикальный разъем корпуса усиливается сваркой, на верхних и нижних полках продольных балок нижней части корпуса привариваются усиливающие косынки. Для обеспечения доступа при приварке на монтаже левой трубы подвода пара к внутреннему корпусу, в нижней половине внешнего корпуса выполнен специальный люк. Приварка правой трубы должна выполняться до приварки труб отборов за четвертой ступенью. К торцевым фланцам внешнего корпуса прибалчиваются и обвариваются на монтаже выхлопные патрубки. Верхние и нижние части корпуса центрируются относительно друг друга цилиндрическими штифтами, а относительно выхлопных патрубков – призонными болтами.

2.4.63 Во внутренней полости нижней половины внешнего корпуса ЦНД имеются балконы и шпонки для установки и центровки обоймы ЦНД и диафрагм пятой – седьмой ступеней. Для установки диафрагм выполнены кольцевые посадочные выступы. С помощью приварных патрубков в нижней половине внешнего корпуса ЦНД выполнены отборы за четвертой и шестой ступенями и вывод отборов из внутреннего корпуса. Для подъемно-транспортных операций в обеих половинах внешнего корпуса имеются приварные уши и балки. На верхней половине внешнего корпуса приварены специальные цапфы, которые предназначаются также для подъема верхней половины внешнего корпуса в сборе с выхлопными патрубками.

2.4.64 Выхлопной патрубок выполняет следующие функции:

– организует и направляет поток пара из последней ступени в переходной патрубок конденсатора;

– воспринимает и передает на фундамент усилия от вакуумной нагрузки и массы ЦНД.

2.4.65 Выхлопные патрубки по вертикальному разъему прибалчиваются к внешнему корпусу ЦНД. На месте монтажа разъема обваривается плотным швом, а в нижней части для повышения надежности соединения фланцы коробчатых балок корпуса привариваются к аналогичным фланцам выхлопных патрубков прочным швом по всему контуру. Горизонтальный разъем патрубка разделяется на верхнюю и нижнюю части. Верхняя и нижняя часть патрубка по условиям изготовления и транспортировки разделяются вертикальными разъемами на три части каждая. Эти разъемы на месте установки сбалчиваются и обвариваются плотными швами.

2.4.66 На выхлопных патрубках расположены элементы опирания и фиксации ЦНД. Поперечная и продольная фиксация осуществляется шпоночными соединениями. Опирается ЦНД торцевыми и боковыми опорными лапами выхлопных патрубков непосредственно на фундаментные рамы. В верхней и нижней частях патрубка расположен осерадиальный диффузор для частичного преобразования в давление кинетической энергии пара.

2.4.67 На патрубках расположены по два предохранительных атмосферных клапана, которые открываются при повышении давления (абсолютного) в патрубках более 1,05 кгс/см². На торцевых стенках расположено по три люка для доступа к лопаткам последней ступени, форсункам охлаждения и установки грузов при балансировке ротора. Расположенные в нижней части патрубка основные несущие стержни образуют четыре ряда ферм, приваренных к коробчатым силовым балкам и к стенкам торцевых лап. Стержни находятся в плоскости стенок этих балок, которые в свою очередь являются продолжением коробчатых силовых балок внешнего корпуса ЦНД. Эта особенность конструкции обеспечивает необходимую жесткость корпуса в вертикальном направлении.

2.4.68 Охлаждение выхлопного патрубка состоит из комплекта труб из нержавеющей стали, прикрепленных хомутами к торцевым кромкам обтекателей диффузора. В трубы под определенными углами вварены специальные форсунки, распыляющие охлаждающую воду на стенки патрубка и в паровой объем во время аварийного режима.

2.4.69 Роторы низкого давления (РНД) двухпоточные, двухопорные, жесткие, сваренные из четырнадцати частей каждый. На хвостовиках роторов выполнены шейки опорных подшипников диаметром 800 мм, проточки концевых лабиринтовых уплотнений и маслоотбойников, места для размещения канатов подъемного приспособления. Фланцы муфт роторов откованы заодно с хвостовиками. На бочке ротора между дисками выполнены проточки лабиринтовых уплотнений диафрагм. Максимальная стрела прогиба полностью облопаченного ротора 0,24 мм. Рабочие лопатки ступеней с четвертой по седьмую имеют рабочую часть переменного профиля, а лопатки ступеней с первой по третью – постоянного профиля. Лопатки первой – четвертой ступеней имеют двухопорный грибовидный профиль хвоста шириной 82 мм, у лопаток пятой ступеней – трехопорный грибовидный профиль хвоста шириной 100 мм. Рабочие лопатки шестой и седьмой ступеней имеют елочный хвост (с торцевой заводкой на дуге) шириной соответственно 160 мм и 820 мм. Все три ступени ротора обандажены: лопатки первой, второй и третьей ступени имеют бандажи со вставками типа «ласточкин хвост», лопатки четвертой и пятой ступеней имеют приклепываемые ленточные бандажи, лопатки шестой ступени выполнены с цельнофрезерованной бандажной полкой, лопатки седьмой ступени – с приклепанной бандажной полкой.

2.4.70 На всех ступенях установлено по две диаметрально противоположные замковые лопатки. Замковые лопатки ступеней с первой по четвертую крепятся на диске за две соседние предзамковые лопатки двумя штифтами, замковые лопатки пятой ступени крепятся двумя штифтами за диск. Рабочие лопатки шестой и седьмой ступеней зафиксированы плоскими стопорами с подкладками. Входные кромки рабочих лопаток шестой и седьмой ступеней укреплены.

2.4.71 Со стороны генератора к РНД-3 присоединяется промежуточный вал, на котором размещены кулачки обгонной муфты валоповоротного устройства. Роторы динамически балансируются на заводе. Конструкция роторов позволяет осуществлять трехступенчатую балансировку без лопаток, с облопаченными первыми пятью ступенями и полностью облопаченного ротора. Для этой цели на роторе предусмотрены пять кольцевых пазов для установки балансировочных грузов.

2.4.72 По железной дороге ротор транспортируется без лопаток двух последних ступеней. Облопачивание двух последних ступеней производится на монтаже. Масса ротора низкого давления:

– полностью облопаченного 178 000 кг;

– без лопаток шестой и седьмой ступеней 162 000 кг;

– полностью облопаченного, в сборе с промвалом, колесом валоповорота и компенсаторами концевых уплотнений 192 000 кг.

2.4.73 Габариты ротора:

– длина 12 493 кг;

– длина РНД-3 в сборе с промвалом 13 593 мм;

– максимальный диаметр 5 622 мм;

– диаметр без лопаток шестой и седьмой ступеней 3 922 мм.

2.4.74 Концевые лабиринтовые уплотнения ЦНД выполнены ступенчатыми и имеют по четыре уплотнительных кольца, собранных в одном корпусе. Каждое кольцо состоит из двенадцати сегментов. Корпус концевого уплотнения сварной и состоит из двух половин, сболченных между собой по горизонтальному разъему. В осевом направлении корпус разделен на две кольцевые камеры: камеру подвода и камеру отсоса. В верхней половине корпуса уплотнений вварена труба для подвода уплотняющего пара. Такая же труба приварена к нижней половине корпуса для отвода паровоздушной смеси из камеры отсоса.

2.4.75 Корпус концевого уплотнения крепится к торцу опоры подшипников болтами. Между корпусом ЦНД и корпусом уплотнения установлен компенсатор. В продольном направлении корпус уплотнения фиксируется прокладками, установленными между нижней половиной корпуса и опорой, и стяжками с дистанционными кольцами, установленными в верхней половине корпуса. В поперечном направлении корпус фиксируется призонными болтами.

2.4.76 Ресивер состоит из двух участков: участка между цилиндром высокого давления и СПП, выполняемого из нержавеющей стали и участка между СПП и цилиндрами низкого давления, выполняемого из углеродистой стали. Отвод пара из цилиндра высокого давления к четырем сепараторам-пароперегревателям осуществляется трубами диаметром 1200 мм. Четыре нитки труб диаметром 1200 мм на выходе из СПП переходят далее в две нитки труб переменного диаметра, которые расположены по бокам цилиндра параллельно оси турбины. От этих труб через отверстия диаметром 1200 мм пар перепускается к цилиндрам низкого давления. Перед каждым ЦНД установлены регулирующие заслонки. На участке между СПП и ЦНД на ресивере установлены группы линзовых компенсаторов со стяжками, обеспечивающие необходимую свободу расширения.

2.4.77 Все роторы соединены между собой и ротором генератора жесткими муфтами. Фланцы муфт роторов ЦВД и ЦНД откованы заодно с хвостовиками роторов. На роторах генератора полумуфта насадная. Роторы ЦНД-3 и генератора соединяются между собой посредством промежуточного вала. На фланце РВД (сторона генератора) выполнен гребень для датчика осевого сдвига. На фланцах промежуточного вала со стороны генератора выполнен гребень для датчика осевого расширения, а со стороны регулятора выполнены пазы для установки кулаков обгонной муфты валоповоротного устройства. На муфте «вал промежуточный – ротор генератора» выполнено восемнадцать призонных отверстий, на остальных муфтах – по двадцати одному призонному отверстию. Все фланцы соединены приваренными болтами диаметром 95 мм. Для обеспечения повышенной точности взаимного центрирования роторов на каждой муфте установлено по три беззазорных конических соединений, расположенных относительно друг друга под углом 120 º.

2.4.78 Беззазорное коническое соединение состоит из конической резьбовой шпильки с двумя гайками и надетой на шпильку конической разрезной втулки. Цилиндрический наружный диаметр втулки выполняется по фактическому диаметру призонного отверстия муфты с зазором (0,02-0,05) мм.

2.4.80 Затяжка призонных болтов и шпилек конических соединений осуществляется с помощью гидравлического приспособления. В призонных болтах и шпильках конических соединений выполнены резьбовые участки, предназначенные для установки приспособления для гидравлической затяжки крепежа муфт. Гайки и цилиндрические головки призонных болтов, а также гайки конических соединений утоплены в отдельных выточках. Для уменьшения размеров фланца роторов гайки призонных болтов выполнены круглыми с торцевыми шлицами. Фиксация положения гайки относительно болта производится штифтом, установленным в радиальное отверстие болта и шлиц гайки. Такое устройство позволяет фиксировать положение гайки в осевом направлении через каждые 0,03 мм без подгонки и повреждения детали. Аналогично, с помощью укороченного шплинта, производится фиксация гаек конического соединения. Стопорение фиксирующего штифта производится с помощью специальной резьбовой втулки с отгибаемыми лепестками, устанавливаемой в осевое резьбовое отверстие болта. Конструкция стопорной втулки допускает ее многократное использование.

2.5 Система влагоудаления.

2.5.1 В цилиндре высокого давления влагоудаление выполнено внутри ступеней – между направляющим аппаратом и рабочим колесом, причем аналогично на всех ступенях. На ободе диафрагм закреплен козырек, образующий с диафрагмой кольцевую камеру, соединенную с полостью за рабочими лопатками данной ступени. В камеру попадает сильно увлажненный пар, а также капли влаги, сброшенные с рабочих лопаток. Влага, попавшая в кольцевую камеру, частично уносится с паром через отверстия в козырьке, а остальная часть влаги стекает в нижнюю половину и через отверстия в козырьке попадает в полость за рабочими лопатками, откуда сбрасывается в камеру отбора. Влагоудаление организовано за рабочими лопатками ЦВД. Влага попадает в кольцевую камеру, образующуюся козырьком предыдущей ступени и ободом последующей диафрагмы. Из кольцевой камеры влага попадает через сверление в верхней и нижней половинках последующих диафрагм в камеры отборов.

2.5.2 В ЦНД на последней и предпоследней ступенях установлены диафрагмы с внутриканальной сепарацией влаги, кроме того, на этих же ступенях организовано периферийное удаление влаги перед рабочими лопатками. Для организации удаления влаги перед рабочими лопатками двух последних ступеней над ними установлены козырьки, образующие с диафрагмой кольцевую щель, сообщающуюся с пространством за ступенью. Влага за предпоследней ступенью сбрасывается в камеру отбора, за последней ступенью – в конденсатор.

2.6 Конденсационная установка турбины.

2.6.1 Конденсационная установка, состоящая из трех поверхностных конденсаторов 2SD11,12,13 типа 1000КП-100800-2 с теплообменными трубками из титанового сплава, подвального исполнения, снабжена следующим вспомогательным оборудованием и системами:

– пароприемными устройствами дроссельно-охлаждающего типа для приема пара в количестве 3600 т/ч (без учета впрыска);

– промежуточно-приемным устройством 2SH10B01 (расширительный бак системы дренажей турбоустановки РБ-9) объемом 9,0 м³ и сбросом конденсата через гидрозатвор высотой семь метров в конденсатор 2SD11;

– регулятора уровня, воздействующего на клапаны регулятора уровня 2UA11S02, 2UA12S02 и поддерживающего уровень в конденсатосборниках 2SD11,12,13 в пределах плюс-минус 50 мм от номинального (основного уровня);

– устройством приема ХОВ в конденсатор 2SD13 через арматуру 2UA11,12S01,S02;

– устройством приема дренажа из ПНД-1 2RH71,72,73W01 в конденсатор 2SD13 через гидрозатвор высотой 6,5 м и арматуру 2RN71S01, из ПНД-3 2RH50W01 в конденсатор 2SD11 через арматуру 2RN51S03 (в соответствующих режимах);

– устройством приема дренажа бойлерной установки 2UM21,22W01, W02,W03 в конденсатор 2SD11 через гидрозатвор высотой 11,0 м и арматуру 2RU23,24S01;

– устройством приема конденсата от системы RT в конденсатор 2SD11 через гидрозатвор высотой 11,0 м и арматуру 2RT40S03;

– устройством приема основного конденсата после БОУ в конденсатор 2SD12 через гидрозатвор высотой 35,0 и 11,0 м;

– воздухоудаляющим устройством - тремя основными пароструйными эжекторами 2SD21,22,23D01, каждый из которых представляет собой три ступени сжатия и три поверхностных охладителя 2SD21,22,23W01, размещенных в общем корпусе с массовым расходом на каждый 2030 кг/ч при давлении пара 5,0 кгс/см², двух водоструйных эжекторов 2SD41,42D01 и трех пароструйных пусковых эжекторов 2SD24,25,26D01, предназначенных для быстрого углубления вакуума до понижения абсолютного давления в конденсаторах до 21,7 кПа (0,221 кгс/см²) с массовым расходом пара 1500 кг/ч на каждый и давлении 0,49 МПа (5,0 кгс/см²);

– воздухоудаляющим устройством - четырьмя пароструйными эжекторами цирксистемы 2SD31,32,33,34D01, предназначенными для заполнения циркуляционной системы водой перед пуском турбины и отсоса воздуха при скоплении его в верхних точках сливных камер конденсаторов, с массовым расходом пара 1500 кг/ч на каждый при давлении пара 5,0 кгс/см²;

– системой циркуляционной воды, подаваемой тремя циркнасосами на конденсаторы, с объемным расходом пара на каждый 56600 м³/ч;

– системой срыва вакуума в конденсаторах, состоящей из задвижки с электроприводом 2SD10S01, запитанной по второй категории надежности (РДЭС) и клапанов с соленоидным приводом 2SD10S02, S03,S04,S05, запитанными постоянным током (по первой категории надежности), управление ими осуществляется дистанционно с БЩУ-2 и по блокировкам.

2.7 Регенеративная установка низкого давления.

2.7.1 Регенеративная установка низкого давления предназначена для подогрева основного конденсата, используя тепло отборного пара турбины и сепарата СПП до температуры 152,0 ºС, состоит из:

– подогревателей низкого давления поверхностного типа, вертикальных, с нижним расположением водяной камеры и состоящих из:

а) ПНД-1 (2RH71,72,73W01), включенных между собой параллельно по пару и воде, со сбросом дренажа сливными насосами ПНД-1 в тракт основного конденсата перед 2RN60W01 через арматуру 2RN70S01,S02,S03 или через гидрозатвор высотой 6,5 м и задвижку 2RN71S01 в конденсатор 2SD13;

б) охладителя дренажа ПНД-2 (2RN60W01), выполненного однокорпусным на два ПНД-2, со сбросом дренажа через гидрозатвор высотой 9 м и в ПНД-1;

в) ПНД-2 (2RH61,62W01), включенных между собой параллельно по пару и воде, со сбросом КГП через охладитель дренажа 2RN60W01 в ПНД-1;

г) ПНД-3 (2RH50W01), выполненого однокорпусным, с U-образными теплообменными трубками, со сбросом КГП сливными насосами ПНД-3 в тракт основного конденсата перед задвижкой 2RM60S03 через арматуру 2RN50S01,S02,S03 или через арматуру 2RN51S01,S02,S03 в конденсатор 2SD11;

д) охладителя дренажа ПНД-4 2RN40W01, выполненного однокорпусным, со сбросом дренажа через арматуру 2RN41S01-02, 2RN42S01, 2RN43S01 в ПНД-3;

е) ПНД-4 (2RH40W01, выполненного однокорпусным, с U-образными теплообменными трубками, со сбросом дренажа через охладитель дренажа 2RN40W01 в ПНД-3 2RH50W01 (дополнительно предусмотрена возможность сброса дренажа ПНД-4 в конденсатор турбины помимо ПНД-3 через 2RN43S02);

– сливных насосов:

а) сливные насосы ПНД-1 (2RN72,73,74D01) (два рабочих, один резервный) с подачей 360 м³/ч при напоре 160 м.в.ст. каждый;

б) сливные насосы ПНД-3 (2RN52,53,54D01) (два рабочих, один резервный), с подачей 625 м³/ч при напоре 125 м.в.ст. каждый;

– запорной арматуры и КОСов отборного пара турбины;

– смешивающих подогревателей (двух деаэраторов, подключенных параллельно по воде и пару).

2.8 Регенеративная установка высокого давления.

2.8.1 Регенеративная установка высокого давления предназначена для подогрева питательной воды, используя тепло отборного пара турбины, в подогревателях 2RD21,22W01; 2RD11,12W01 до температуры (220,0  5,0) ºС;

2.8.2 Подогреватели высокого давления камерного типа, вертикальные, с трубной системой из U-образных теплообменных труб.

2.8.3 Состав системы:

– ПВД-6 (2RD21,22W01), включенные параллельно по пару и питательной воде, со сбросом КГП через арматуру 2RN21S01,02,06 и 2RN22S01,02,06 и арматуру 2RN21,22S04 в деаэратор или через арматуру 2RN21,22S05 в 2SH10B01 (РБ-9);

– ПВД-7 (2RD11,12W01), включенные параллельно по пару и питательной воде, со сбросом КГП через арматуру 2RN11S01,02,03 и 2RN12S01,02,03 в ПВД-6;

– запорная арматура и КОС отборного пара турбины.

2.8.4 ПВД- 7 (2RD11,12W01) имеют предохранительные устройства для защиты от повышения давления в корпусе каждого ПВД.

2.8.5 ПВД-6, 7 объединены в две группы:

– группа «А» – 2RD11,21W01;

– группа «Б» – 2RD12,22W01.

2.8.6 Допускается работа каждой группы подогревателей индивидуально.

2.9 Теплофикационная установка.

2.9.1 Теплофикационная установка предназначена для обеспечения теплом системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий и сооружений станции и промышленной зоны в районе АЭС. Максимальная теплофикационная нагрузка при работе основных и пиковых подогревателей составляет 200 ГКал/ч.

2.9.2 Состав системы:

– основной бойлер первой ступени 2UM21,22W01;

– основной бойлер второй ступени 2UM21,22W02;

– пиковый бойлер 2UM21,22W03;

– сетевые насосы 2UM11,12D01;

– конденсатные насосы теплофикационной установки 2RU21,22D01;

– предохранительные клапана 2RH63S04,05; 2RH52S03,04; 2RH52S06,07;

– арматура, трубопроводы и КИП.

2.10 Система циркуляционной воды.

2.10.1 Система циркуляционной воды предназначена для прокачки охлаждающей воды через конденсаторы 2SD11,12,112.

2.10.2 Состав системы:

– насосы циркуляционной системы 2VC10D01,02,03;

– водоводы циркуляционной системы;

– пароструйные эжекторы циркуляционной системы 2SD31-34D01;

– арматура, трубопроводы и КИП.

2.11 Система маслоснабжения.

2.11.1 Система маслоснабжения предназначена для подачи масла на подшипники турбины, генератора, ВПУ и к датчику угловой скорости турбины, систему гидроподъема роторов ТА, систему уплотнения вала генератора и систему смазки и регулирования ТПН.

2.11.2 Состав системы:

– главный масляный бак 2SC10B01 (объем 127 м³);

– насосы системы смазки 2SC10D11,21,31 (таблица 9.1);

– насосы системы гидростатического подъема ротора 2SC91,92D01 (таблица 9.1);

– маслоохладители 2SC11-14W01;

– демпферный бак 2SC20B01 (объем 3,2 м³);

– опорные подшипники турбины 2SB11,12,21,22,31,32,41,42; генератора 2SQ11,12; возбудителя 2SQ21,22, упорный подшипник 2SB13;

– валоповоротное устройство 2SN10D01;

– вентиляторы (эксгаустеры) 2SC41,42D01; 2SU64D01; 2SU71,72D01;

– КИП, арматура и трубопроводы.

2.11.3 Характеристики маслонасосов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Характеристика маслонасосов

Наименование оборудования	Тип	Коли- чество	Эксплуатационные характеристики
Маслонасосы смазки 2SC10D11,21,31	МКВ600-400	3	Подача, м³/час			550
			Напор, м.в.ст.			37
			Частота вращения, об/мин			1470
			Допустимый кавитационный запас, м.в.ст.			7
			Допустимое значение виброскорости, мм/с			7
Маслонасос системы гидростатического подъема ротора 2SC91,92D01	НР 2-1250/32	2	Подача, м³/час			66,6
			Напор номинальный, кгс/см²			320
			Напор максимальный, кгс/см²			400
			Давление на всасе, кгс/см²		0,2-0,6
			Частота вращения, об/мин	750-1000
Маслонасос системы регулирования турбины 2SE80D01,02,03	МВ 60-490	3	Напор, м.в.ст.			490
			Частота вращения, об/мин			2970
			Производительность, м³/час			60
			Допустимое значение виброскорости, мм/с			7

2.11.4 Масло турбинное Тп-22С (ТУ.38.101821-01), применяемое в маслосистеме, содержит антиокислительную, антикоррозионную и деэмульгирующие присадки. Представляет собой средневоспламеняемую горючую жидкость с температурой вспышки не ниже 185,0 ºС.

2.12 Система регулирования и защиты турбины.

2.12.1 Система автоматического регулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

– устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

– устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

– удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах.