Ответы ГОСЫ кафедра ТС и СА

9. Система автоматической защиты турбины.

МУТ – механизм управления турбиной; РС – механический датчик скорости; СЗ – следящий золотник;

МОМ – медленнодействующий ограничитель мощности, выполняется в виде механического упора на буксу; БПЗ – букса промзолотника;

ПЗ – поршень промзолотника, на выходе которого вырабатывается переменное управляющее давление, которое подаётся к сервомоторам регулирующих клапанов и сервомоторам сбросных клапанов; Б1, Б2 – центробезные байки регулятора безопасности;

К – кнопка ручного отключения; ЭВМ – электромагнитный выключатель

от датчика осевого сдвига ротора;

от падения вакуума в конденсаторе;

от падения давления масла;

от давления пара в промперегревателе;

от вибрации;

от поломок в генераторе;

ЗБР – золотники регулятора безопасности.

Для исключения аварийных ситуаций каждая ТУ снабжается устройствами автоматической защиты. При нормальной эксплуатации устройства защиты она не должна влиять на работу ТУ. Она должна проявляться тогда, когда появляется опасность аварийной ситуации.

Защита по частоте вращения

Ею обеспечиваются все ротора установки, включая те частоты вращения, которые поддерживаются всережимным регулятором скорости (датчик скорости ЛМЗ, следящий золотник, золотник управления). При достижении ротором предельной частоты вращения, устройство срабатывает на остановку турбины, то есть работает по принципу предельной защиты. В качестве командного органа защиты по частоте является центробежный байковый регулятор. Каждое устройство защиты настраивается на предельное значение частоты вращения (обычно 10-11% выше номинала).

Защита по начальной температуре пара, газа

Контроль уровня начальной температуры газа в ГТУ имеет исключительно большое значение, что связано с высокой теплонапряженностью элементов турбины. Под начальной температурой обычно принимают среднюю температуру рабочего тела на выходе из камеры сгорания, полученную расчётным путём с помощью уравнения теплового баланса камеры сгорания:

( )

– относительный масовый расход топлива.

Температура газа должна контролировать с высокой точностью, поскольку для обеспечения максимальной термической эффективности и мощности она выбирается предельно допустимой по условию заданного ресурса. В настоящее время в энергетике находят следующие основные методы непосредственного измерения температуры рабочего тела:

1.Манометрический – метод состоит в однозначной зависимости давления жидкости или газа при начальном объёме от их температуры;

2.Дилатометрический – метод, использующий различия в коэффициентах линейного расширения материалов.

3.Электрический – метод с использованием различных термопар.

Так же находят применение косвенные методы – метод контроля начальной температуры газа по замеру температуры газа за турбиной.

Противопомпажная защита

При создании этой защиты возникает задача выбора параметров для определения области неустойчивости работы компрессора. Целесообразно использовать параметры, которые непосредственно определяют границу помпажа на универсальной характеристике компрессора. Для этого могут быть использованы два параметра: и

Эта система настраивается на границу помпажа с некоторым запасом, оценивается коэффициент устойчивости. Регулирующие органы – перепускные клапана и регулирующие листы.

10.Выбор материалов для деталей горячего тракта ГТУ. Состав и свойства некоторых литых и штампованных лопаточных материалов.

Рабочая температура металла пламенных труб камер сгорания и высокотемпературных деталей газопламенного тракта зависит от начальной температуры ПС топлива и конструкции системы охлаждения этих элементов. В большинстве случаев эти детали представляют собой сварные листовые конструкции с рабочей температурой металла до 750°С. Неравномерность температуры в деталях КС доходит до 200°С, а перепады по длине газопламенного тракта до 600°С. Детали газопламенного тракта эксплуатируются при относительно невысоких напряжениях ( кгс/мм2). Материалы для высокотемпературных деталей тракта должны обладать необходимой жаропрочностью, высокой жаростойкостью в ПС топлива и высокой коррозионной стойкостью. Жаростойкость таких материалов характеризуется потерей в окалине от 0,005 до 0,01 мм толщины в год. Для повышения жаростойкости могут применятся стали (ЭВ55А). Жаропрочность материалов должна обеспечивать Устойчивость (сохранение формы) деталей при рабочей температуре. Запас прочности при этом по отношению к пределу длительной прочности для заданного ресурса должен быть не менее 125. Материалы должны обладать удовлетворительной технологичностью, гнутые и штампованные детали и так же допускать применение автоматической сварки под флюсом, аргонодуговой или контактной сварки. Для широкого круга деталей с tраб до 800°С рекомендуется сталь 12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т (лучшая свариваемость), 20Х25Н18. Стали 12Х18Н10Т и 08Х18Н10Тмогут быть использованы для литых деталей топливного устройства и газопламенного тракта. Для деталей эксплуатируемых при более высоких температурах применяются сплавы на никелевой основе: ЭИ-435, ЭИ-602, ЭИ-652, ЭИ-868, ЭП-202, ЭИ-435 при умеренных напряжениях используются до t =1000°С.

Материал для лопаток должен удовлетворять требованиям по жаропрочности и жаростойкости (жаропрочность-способность материала сопротивляться воздействию нагрузки при высоких температурах. Она характеризуется пределом длительной прочности, пределом ползучести). Так же важнейшими характеристиками является предел текучести, относительное удлинение, условный предел текучести.

ХН35АТ ХН70ВМЮТ ХН70ТБЮ

11. ПТУ с промежуточным перегревом пара.

Термический К.П.Д. – отношение полезной работы цикла к подведённому теплу.

В данном случае подвод тепла осуществляется дважды:

Наличие ПП увеличивает работу цикла ee1fg, но при этом увеличиваются потери и в холодном источнике egsппs0.

12. Сборка и испытания турбин на заводском стенде.

Стенды для испытания и сборки турбин

Обычно стенд, на котором осуществляется общая сборка турбины, одновременно является и испытательным, поэтому есть смысл рассказать, что собой представляет стенд для испытания и сборки турбин.

Стенд для испытания турбин должен иметь массивную железобетонную площадку, выложенную фундаментными плитами, к которым должны быть закреплены стальные блоки с обработанными опорными поверхностями. Основное требование, которое предъявляют к такому сооружению, — максимальная его жёсткость. Нарушение этого требования приводит при испытании турбины к ослаблению крепления турбины к блокам стенда и появлению по всей системе, включая турбину, опасных резонансных колебаний. Испытательный стенд имеет постоянное вспомогательное оборудование, необходимое для испытания турбины (конденсатор, эжектор, масляный бак, маслоохладители, циркуляционные и конденсатные насосы, паропроводы, сепараторы, маслопроводы и др.).

Так как на испытательном стенде производят общую сборку турбины, необходимо, чтобы на верхней поверхности блоков были установлены все необходимые приспособления для перемещения элементов турбины во всех направлениях и крепления турбины к блокам стенда.

Для перемещения турбины (или корпуса подшипника) в вертикальном направлении применяют клиновые домкраты, а для бокового перемещения упоры с болтами прикреплённые к блокам стенда. Для этих целей можно также применить масляные и гидравлические домкраты.

Стендовая сборка турбины

Сборка турбины заключается в установке корпусов цилиндров и подшипников, узлов статора и роторов в положение, обеспечивающее надёжную работу турбины в течение всего периода её эксплуатации. Это достигается центровкой всех узлов турбины (корпусов турбин и подшипников, роторов, опорных вкладышей, сопловых аппаратов, обойм, диафрагм, обойм уплотнений, масло-защитных колец и других деталей).

При точном выполнении центровки корпусов турбины и подшипников, роторов и других узлов необходимо обеспечить совмещение средних диаметров направляющих и рабочих лопаток, радиальных зазоров между всеми элементами ротора и статора и в первую очередь между лопатками ротора или его бандажными лентами с корпусом и в промежуточных и концевых уплотнениях турбины. В процессе общей сборки должны быть также соблюдены заданные величины осевых зазоров между направляющими и рабочими лопатками, в уплотнениях турбины, а также обеспечена надёжная фиксация осевого положения ротора упорным подшипником.

Условия сборки газовых и паровых турбин во многом сходны. Поэтому содержание большинства операций сборки, описанных ниже, касается как паровых, так и газовых турбин.

Последовательность сборки турбины зависит от её конструкции. Для большинства конструкций современных двухцилиндровых турбин принята такая последовательность сборки:

1.подготовка стенда для сборки турбины;

2.крепление фундаментных рам к корпусу турбины и подшипников;

3.установка и центровка опорных вкладышей, установка и центровка корпусов турбин и подшипников;

4.проверка центровки роторов по полумуфтам;

5.облапачивание полумуфт;

6.контроль отсутствия смещения осей роторов и перекоса торцов полумуфт;

7.центровка обойм диафрагм;

8.центровка диафрагм;

9.сборка уплотнительных колец в диафрагму;

10.сборка паровых и масляных уплотнений;

11.центровка и крепление соплового аппарата;

12.установка ротора и замеры зазоров проточной части;

13.сборка упорного подшипника;

14.установка узлов регулирования;

15.пригонка необходимых приспособлений;

16.закрытие турбины под испытание;

17.испытание турбины, проверка и подготовка узлов для отправки на монтаж.

Сборка многоцилиндровых турбин базируется на операциях, осуществляемых при сборке двухцилиндровых турбин. При сборке турбин необходимо обеспечить минимальный объем работ на монтаже, что достигается качественным выполнением всех сборочных работ и надлежащим оформлением паспортов турбины

Испытание турбины на стенде

Завершением сборочных работ являются стендовые испытания турбины. Цель стендовых испытаний — проверка правильности сборки, снятие некоторых характеристик работающей турбины и настройка органов регулирования.

После выполнения полного объёма сборочных работ закрывают цилиндры турбины и осуществляют стендовые испытания. Успех испытаний зависит не только от качества изготовления и сборки турбины, но и от степени е подготовки, состояния оборудования стенда, трубопроводов и контрольно-измерительных приборов, предназначенных для стендовых испытаний.

Для паровых турбин важной подготовительной работой является проверка плотности трубопроводов стенда, находящихся при испытании под разрежением. Проверяют вспомогательное оборудование (эжекторы, конденсационные устройства, трубопроводы, задвижки и т. д.). Осуществляют проверку и аттестацию контрольно-измерительных приборов, используемых при испытании. Проверяют также и виброизмерительную аппаратуру. Испытания мощных паровых турбин могут быть выполнены при параметрах и расходах пара значительно ниже номинальных. При этом достигается рабочая частота вращения вала ротора турбины на холостом ходу. Параметры пара, подаваемого на турбину при её испытании, определяются воз-

можностями завода-изготовителя. Обычно пар подаётся под давлением не выше 3 МПа при температуре 260—350 °С.

Основные этапы пуска паровой турбины: прочистка масляной системы и проверка ее плотности; проверка чистоты паропровода и продувка его свежим паром; перед подачей пара непосредственно па турбину производят пуск циркуляционного насоса и эжекторов; осуществляют пуск вспомогательного масляного насоса. Проверяют поступление масла на подшипники и органы регулирования. Затем подают пар на уплотнения. Перед подачей пара непосредственно в проточную часть турбины необходимо полностью открыть стопорные и регулирующие клапаны и перевести в открытое положение поворотные диафрагмы промышленных и теплофикационных отборов. Прослушивают турбину, не задевают ли детали ротора о части статора. Медленно поднимают частоту вращения ротора, быстро минуя критические частоты. Следят за вибрацией турбины и температурой масла в подшипниках. Снимают различные показатели. Турбина должна проработать 4 часа после чего её останавливают прекращай подачу рабочего тела, отключается ГМН подключают вспомогательные насосы, ротор на валоповорот.

Пуск газовой турбины отличается от пуска паровой простотой и меньшими затратами времени. Эти свойства обусловливают внедрение газовых турбин в качестве резервных и пиковых агрегатов. При пуске газовой турбины следует также проверять, не задевают ли вращающиеся части за неподвижные, контролировать температуру нагрева и величину теплового расширения, следить за температурой масла.

13. Виды потерь в турбинной ступени.

1.Профильные потери:

Потери механической энергии в пограничном слое на профиле при безотрывном обтекании;

Кромочные потери, вызванные отрывным характером обтекания выходной кромки профиля;

Потери при нерасчётных углах обтекания на решётку и возникновение местных отрывов.

Потери в скачках уплотнений и потери взаимодействия скачков с пограничным слоем соседнего профиля при расширении сверхзвукового потока в косом срезе.

2.Концевые потери:

В потоке вязкого газа у торцевых поверхностей межлопаточных каналов из-за действия сил вязкости образуется пограничный слой. В межлопаточных каналах поток от входа к выходу меняет своё направление. Из-за сил инерции, которые при этом возникают, давление на вогнутой стороне профиля оказывается больше, чем на выпуклой (Pb>Pa). Из-за возникающей разности давлений среда от вогнутой стороны перетекает, в пограничном слое, к выпуклой, свёртывается в вихрь и сносится потоком образую «парный вихрь». Механическая энергия, затраченная на образование парного вихря теряется. Эти потери являются вторичными или концевыми.

14. Законы автоматического регулирования турбин.

Закон регулирования – алгоритм или функциональная зависимость в соответствии, с которым управляющие устройство формирует управляющее воздействие ( ).

( ) ( ) ( ) ( ) ( )

– ошибка регулирования

( ) – регулирование по отклонению

Простейший закон регулирования:

( ) – передаточная функция РО

( ) – передаточная функция ОР

Представим систему как прямую, единичное ступенчатое воздействие

1. Пропорциональный закон регулирования  формирует управляющее воздействие на объект ( ) пропорционально ошибке ре-

гулирования. Регулятор обозначается П-регулятор

Признак П-регулятора

( )

– коэффициент передачи цепи регулирования, не равен 0 и бесконечности

Характерной особенностью системы с пропорциональным законом является наличие ненулевой ошибки регулирования , кроме того система имеет колебательный переходный процесс

2.Интегральный закон регулирования.

формирует управляющее воздействие на объект ( ) пропорционально интегралу от ошибки регулирования. Регулятор обозначается И-регулятор.

Признак И-регулятора

( ) ( )

– порядок астатизма регулятора; – передаточная функция с признаком пропорционального закона регулирования.

Характерной особенностью системы с интегральным законом регулирования является то, что

.

Такая система имеет недостаточный запас устойчивости и более того может стать не устойчивой:

( )

система является структурно неустойчивой

Наша задача! Получить устойчивую систему с нулевой ошибкой.

3.Пропорциональный - Интегральный закон регулирования

ПИ-регулятор – реагирует по пропорциональному и интегральному закону

( ), ( ) – передаточные функции с признаками интегрального и пропорционального законов

Ввод интегрального закона часто приводит к потери устойчивости системы, применение ПИ-закона позволяет получить достаточный запас устойчивости и добиться нулевой установившейся ошибки регулирования.