Курсач по ПиГУ (Забелин) / Каталог турбин / ЛМЗк300-170

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-300-170-1

МОЩНОСТЬЮ 300 МВт

Паровая конденсационная турбина К-300-170-1 (рис. 1) без регулируемых отборов пара, номиналь­ной мощностью 300 МВт и частотой вращения ро­тора 3000 об/мин предназначена для непосредст­венного привода генератора переменного тока типа ТВВ-320-2 и для работы в блоке с паровым котлом.

Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды. Принципиальная тепловая схема регенерации представлена на рис. 2.

Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах приведённых в табл. 1.

Расчетная температура подогрева питательной воды в системе регенерации при номинальной на­грузке составляет 253 ±5° С. Отборы пара из турбины на регенерацию приве­дены в табл.2.

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, кгс/см2 абс.	Температура, С
ПВД № 7	41	337	84,2
ПВД № 6	19,5	443	44,5*
Деаэратор	10,1	354	21*
ПНД № 4	5,83	285	48,1
ПНД № 3	2,28	182	28,3*
ПНД № 2	0,921	103	39,7*
ПНД № 1	0,212	61	20,6

Таблица 1 Таблица 2

Свежий пар перед автоматическими стопор­ными клапанами ЦВД:
давление, кгс/см2, абс.	170
температура, °С	535
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме:
давление, кгс/см2 абс.	41
температура, С	337
Пар после промежуточного перегрева пе­ред автоматическими стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см2 абс.	37,4
температура, °С	535
Основные параметры конденсационной группы:
расход охлаждающей воды, м3/ч	23600
температура охлаждающей воды , °С	20
расчетное давление, кгс/см2 абс.	0,063

* Включая пар из уплотнений.

Допускается возможность получения в турбине дополнительных отборов пара из отдельных отборов для внешнего потребления. Величины дополнительных отборов и условия их использования согласовываются с объединением.

Максимальный расход пара в турбине составля­ет 965 т/ч. Главный питательный насос выполнен с элект­роприводом. Деаэратор работает на скользящем давлении.

Допускается длительная работа турбины при од­новременных отклонениях (в любых сочетаниях) параметров от номинальных значений в следующих пределах: давления свежего пара 165-175 кгс/см² абс.; температуры свежего пара 525-543 °С; темпе­ратуры пара после промежуточного перегрева 525-543° С; при повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 37° С.

Непрерывная кратковременная работа турбины допускается в течение 30 мин при отклонениях зна­чений параметров в следующих пределах: давления свежего пара 176-180 кгс/см² абс.; температуры свежего пара 549-563° С; температуры пара после промежуточного перегрева 549-563° С.

Суммарная продолжительность работы турбины при этих параметрах в любых сочета­ниях не более 200 ч в год.

Температура пара не должна превышать номи­нальную температуру больше чем на 14° С, причем срок эксплуатации при такой температуре не дол­жен превышать 400 ч в год.

Допускается работа турбины с превышением но­минальной температуры в пределах от 14 до 28° С, срок эксплуатации в таких условиях не может пре­вышать 80 ч в год.

Длительность работы турбины на холостом ходу определяется величиной относительных тепловых удлинений роторов и допускается не более 30 мин (после сброса нагрузки).

Не допускается работа турбины:

при температуре выхлопных частей цилиндров среднего или низкого давлений выше 70° С;

-на выхлоп в атмосферу;

-по временной незаконченной схеме турбоустановки;

-при частоте электрической сети ниже 49 или выше 50,5 Гц.

Ориентировочно продолжительность пусков тур­бины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) равна: из холодного со­стояния -8 ч; через 48 ч простоя - 3 ч 40 мин; через 8 ч простоя - 2 ч 05 мин; через 1-2 ч простоя - 1 ч 15 мин.

Гарантийные расходы тепла. Заводские рас­четные гарантийные расходы тепла приведены в табл.3.

Удельные расходы тепла отнесены к мощности па клеммах генератора, причем количество пита­тельной воды, перекачиваемое насосом, должно быть равно расходу свежего пара.

Таблица 3.

Мощность на клеммах генератора, МВт	Справочные данные				Гарантийные условия				Гарантийный удельный расход тепла, ккал/кВт ч
	Расход пара через автома­тические стопорные клапаны ЦВД, т/ч	Температура питательной воды за последним по ходу воды подогревате­лем, °С	Давление перед сто­порными клапанами ЦСД, кгс/см2 абс.	Давление в конденсаторе, кгс/см2 абс.	Температура пара перед автоматичес­кими стопор­ными клапанами ЦВД, °С	Температура пара после промежуточного перегрева	Потеря давле­ния на участке от выхода ЦВД до сто­порных кла­панов ЦСД в % от давле­ния перед клапанами ЦСД	КПД генера­тора. по которому исчислены гарантии, %
300	891	253	37,4	0,063	535	535	9,6	98,8	1917
280	816	248	34,4	0,059	535	535	9,6	98,8	1914
180	498	218	21,5	0,043	533	528	9,6	98,8	1945
120	357	199	15,1	0,037	498	493	9,6	98,5	2076

Конструкция турбины. Турбина представляет со­бой одновальный трехцилиндровый агрегат с тремя выхлопами в один общий конденсатор. Турбина вы­полнена с сопловым парораспределением. Свежий пар подводится в среднюю часть ЦВД турбины че­рез два автоматических стопорных клапана и четы­ре регулирующих клапана.

ЦВД имеет внутренний и наружный корпуса с горизонтальными разъемами каждый. Четыре паро­впускных штуцера вварены в среднюю часть наруж­ного корпуса и подвижно соединены при помощи поршневых колец с горловинами внутреннего кор­пуса, к которым приварены сопловые коробки. ЦВД имеет десять ступеней давления, в том числе одно­венечную регулирующую.

Проточная часть ЦВД разделена на два после­довательных потока. Первый (левый) поток состоит из одновенечной регулирующей ступени и четырех ступеней давления и направлен от середины цилинд­ра в сторону переднего подшипника турбины.

По выходе из внутреннего цилиндра пар соверша­ет поворот на 180° и, омыв снаружи и охладив внут­ренний цилиндр и паровпускные штуцера, проходит группу из пяти ступеней давления, расположенных в наружном корпусе ЦВД и образующих 2-й (правый) поток, направленный от середины цилиндра в сторо­ну генератора. Из ЦВД пар отводится для промежу­точного перегрева в котлоагрегат, из которого на­правляется в ЦСД через две паровые коробки. В каждой коробке расположен один автоматический стопорный клапан и один регулирующий.

ЦСД прямоточный и конструктивно выполнен из трех частей. Проточная часть ЦСД делится на часть среднего давления и часть низкого давления.

Парораспределение ЦСД—дроссельное. Регули­рующие клапаны работают одновременно и подводят пар через общую камеру по всей окружности сопло­вого аппарата.

Прямоточная проточная часть ЦСД состоит из 1,2 ступеней давления, образующих собственно часть среднего давления турбины. Из расположенной за 12-й ступенью камеры ЦСД две трети парового пото­ка отводятся то перепускным трубам, помещенным под площадками по обе стороны турбины, в сред­нюю часть ЦНД. Остальная треть парового потока проходит через пять ступеней давления, образую­щих часть низкого давления ЦСД, и выхлопной .па­трубок в один общий конденсатор, принимающий также пар из выхлопных патрубков ЦНД.

ЦНД—двухпоточный, причем проточная часть каждого потока содержит по пять ступеней давле­ния (встречного вращения) на общем валу. Конст­рукция подвески внутренней средней части ЦНД до­пускает ее свободное тепловое расширение в на­ружном корпусе.

Рабочие лопатки последней ступени ЦНД име­ют рабочую длину 755 мм при среднем диаметре 2275 мм, что соответствует торцевой площади каж­дого из трех выхлопов 5,39 м².

Ротор высокого давления выполнен цельнокова­ным. Ротор среднего давления имеет 12 дисков ЧСД, откованных заодно с валом, и пять насадных дис­ков ЧНД. Ротор низкого давления состоит из вала, на котором насажено десять дисков—по пять на каждый поток. Все роторы турбины выполнены гибкими.

Роторы высокого и среднего давлений соединены жесткой муфтой и имеют общий комбинированный опорно-упорный средний подшипник, фиксирующий осевое положение всего валопровода турбины и ге­нератора. Роторы среднего и низкого давлений тур­бины и роторы турбины и генератора соединены жесткой муфтой.

Расчетные значения критических частот враще­ния валопровода турбины с генератором типа ТВФ-320-2 приведены в табл. 4.

Таблица 4

Тон поперечн. колебаний	Критическая частота вращения валопровода, об/мин
I	830
II	1920
III	2030
IV	2320
V	2350
VI	2470
VII	2590
VIII	5510

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уп­лотнениями.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска турбина имеет паровой обогрев фланцев и шпилек.

Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой дренажа при пусках и остановах турбины предусмотрено группо­вое дренирование в конденсатор.

Фикспункт турбины расположен на боковых ра­мах задней части ЦНД; расширение агрегата про­исходит в сторону переднего подшипника и незна­чительно в сторону генератора.

Турбина снабжена валоповоротным устройством с приводом от электродвигателя, вращающего ротор турбины со скоростью около 3,4 об/мин.

Система автоматического регулирования и за­щиты. Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, а также устройствами защиты, обеспечивающими работу турбины при двухбайпасной схеме паросбросных устройств блока и останов турбины при возникнове­нии аварийных нарушений режима ее работы.

Электрогидравлическая система регулирования состоит из электрической и гидравлической частей. На рис. 3 приведена схема гидравлической части системы регулирования турбины, где:

1—сервомоторы автоматических затворов ЦВД; 2—сервомоторы регулирующих клапанов ЦВД;

3—сервомоторы автоматических затворов ЦСД; 4—сервомоторы регулирующих клапанов ЦСД;

5—промежуточный золотник; 6—ограничитель мощности; 7—электрогидравлический преобразо­ватель; 8—электромеханический преобразователь; 9—золотники регулятора безопасности; 10—регу­лятор безопасности; 11-регулятор частоты враще­ния; 12—блок золотников регулятора частоты вра­щения; 13—электромагнитный выключатель; 14— эксгаустер; 15—бак системы регулирования; 16— электронасосы системы регулирования; 17—охла­дитель рабочей жидкости;

/—напорное давление (нестабилизированное); //—напорное давление (стабилизированное); ///— линия управления .промежуточным золотником; IV—линия управления сервомоторами регулирую­щих клапанов; V—линия управления сервомотора­ми автоматических затворов; VI—линия дополни­тельной защиты;

VII—прочие линии.

Датчиками системы регулирования являются: механический и электрический частоты вращения, электрические активной мощности генератора, давления пара в линии промежуточного перегрева, дав­ления свежего пара.

Исполнительные элементы системы регулирова­ния и защиты—четыре гидравлических сервомото­ра регулирующих клапанов ЦВД, два сервомотора регулирующих клапанов ЦСД, два сервомотора ав­томатических затворов ЦВД, два сервомотора авто­матических затворов ЦСД.

Сервомоторы регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД, а также автоматических затворов имеют ме­ханизмы для перемещения на часть хода клапанов при работе под нагрузкой.

Управление турбиной при пуске, синхронизации и нагружении осуществляется через механизм уп­равления, обеспечивающий: зарядку золотников регулятора безопасности;

управление автоматическими затворами и регу­лирующими клапанами ЦВД и ЦСД;

изменение частоты вращения ротора турбины с возможностью синхронизации генератора при лю­бой аварийной частоте в системе; изменение нагрузки.

Механизм управления может приводиться в дей­ствие вручную и дистанционно с блочного щита.

ЭЧСР состоит из двух устройств: электропри­ставки и регулятора мощности. В электроприставке содержатся блоки, обеспечивающие воздействием через электрогидравлический преобразователь фор­сированное закрытие регулирующих клапанов тур­бины при сбросе нагрузки, в результате чего обес­печивается максимальное повышение частоты вра­щения ротора после мгновенного сброса нагрузки с генератора не более 109% от номинальной частоты вращения. Кроме того, в электроприставке содер­жатся блоки, обеспечивающие формирование им­пульсов, необходимых для кратковременной раз­грузки турбины по сигналам противоаварийной ав­томатики энергосистем, а также быстродействую­щий ограничитель, обеспечивающий поддержание заданной в послеаварийном режиме мощности.

Регулятор, воздействующий на электродвигатель механизма управления турбиной, обеспечивает под­держание заданной мощности турбины при постоян­ной частоте и с учетом отклонения давления свеже­го пара от номинального значения. Система регули­рования обеспечивает поддержание давления не ни­же минимально допустимой величины. Степень не­равномерности регулирования частоты вращения со­ставляет 4,5±0,5%. В регуляторе мощности возмож­но изменение характеристик регулирования от 2,5 до 6%.

Нечувствительность гидравлической части си­стемы регулирования частоты вращения составляет не более 0,3%. Путем корректирующего воздействия регулятора мощности обеспечивается уменьшение нечувствительности всей системы регулирования до 0,06-0,1 %.

Для защиты от разгона турбина снабже­на регулятором безопасности с двумя бойками, ко­торые срабатывают при повышении частоты враще­ния до 111,5±0,5%. При срабатывании регулятора безопасности происходит закрытие всех регулирую­щих и стопорных клапанов. Время полного закры­тия регулирующих и стопорных клапанов составля­ет ~0,3 с. от момента срабатывания регулятора без­опасности. Действие регулятора безопасности дуб­лируется дополнительной защитой, выполненной в блоке золотников регулятора скорости.

Турбина снабжена двумя электромагнитными выключателями защиты, при воздействии на кото­рые импульсов от защит турбины и блока обеспечи­вается срабатывание золотников регулятора без­опасности.

Рабочей жидкостью в гидравлической части си­стемы регулирования является огнестойкое синтети­ческое масло. Подача масла в систему регулирова­ния осуществляется от блока маслоснабжения, со­стоящего из бака емкостью 5,5 м³, охладителя, воз­духоотделителя, фильтров грубой и тонкой очистки, двух электронасосов переменного тока. Рабочее дав­ление в системе регулирования 45 кгс/см². Охлади­тель масла работает при подводе охлаждающей во­ды из циркуляционной системы и обеспечивает нор­мальную работу системы регулирования при темпе­ратуре охлаждающей воды не более 33° С. Для предотвращения разгона турбоагрегата обратными потоками пара установлены обратные клапаны на трубопроводах нерегулируемых отборов пара к ПВД и ПНД, к деаэратору и калориферам котла.

Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическим огнестойким маслом ОМТИ или минеральным маслом) подшипников турбины, генератора и группы питательных насосов.

В баке объемом 47 м³ (до верхнего уровня) ус­тановлены: сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей; воздухоотделители для улучшения деаэрации масла (содержание воздуха за воздухоотделителем не должно превышать 1,5%).

Для подачи масла в систему предусмотрены два (один резервный) вертикальных центробежных электронасоса переменного тока. Установлены два аварийных электронасоса постоянного тока. Охлаж­дение масла производится в трех маслоохладителях типа М-540 (один резервный), питающихся водой из циркуляционной системы.

Расход охлаждающей воды на каждый работа­ющий маслоохладитель равен 300 м³ /ч. Турбина снабжена двумя реле давления смазки, которые обеспечивают автоматическое отключение турбины и валоповоротного устройства при падении давле­ния в напорном маслопроводе смазки, а также включает резервные насосы системы смазки.

1