Курсач по ПиГУ (Забелин) / Каталог турбин / ЛМЗк300-240-2

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-300-240-2

МОЩНОСТЬЮ 300 МВт

Турбина К-300-240-2 спроектирована на базе турбины К-300-240-1 для работы в условиях ухуд­шенного вакуума при номинальном давлении в кон­денсаторе Рк=0,072 кгс/см² абс.

Паровая конденсационная турбина К-300-240-2 (рис. 1) без регулируемых отборов пара, номиналь­ной мощностью 300 МВт, с 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; предусмотрен также отбор пара на турбопривод (рис. 2).

Турбина рассчитана для работы при следующих поминальных параметрах, представленных в табл. 1.

Расчетная температура подогрева питательной воды в системе регенерации при номинальной на­грузке составляет 270 ±5° С.

Отборы пара из турбины на регенерацию и турбопривод приведены в табл. 2 (данные соответству­ют режиму работы при номинальных параметрах свежего пара, его расходе, равном 1 000 т/ч, и номи­нальной температуре охлаждающей воды).

Таблица 1 Таблица 2

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, кгс/см2 абс.	Температура, С
ПВД № 8	69,8	360	67,7
ПВД № 7	45,1	305	105,1
ПВД № 6	17,1	421	35,1
Турбо привод	17,1	421	119
Деаэратор	11,2	364	3,5+15*
ПНД № 4	5,4	276	40,2
ПНД № 3	2,6	230	25,3**
ПНД № 2	0,98	119	40,8
ПНД № 1	0,23	-	16,5

Свежий пар перед автоматическими стопор­ными клапанами ЦВД:
расход, т/ч	970
давление, кгс/см2, абс.	240
температура, °С	540
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме:
давление, кгс/см2 абс.	44
температура, С	303
Пар после промежуточного перегрева пе­ред автоматическими стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см2 абс.	39
температура, °С	540
Основные параметры конденсационной группы:
расход охлаждающей воды, м3/ч	36000
температура охлаждающей воды , °С	25
расчетное давление, кгс/см2 абс.	0,072

* Пар из уплотнений.

** Пар из турбопривода.

Допускаются дополнительные отборы пара сверх отборов на регенерацию: на подогрев воздуха, на подогрев мазута, сырой воды и т. д.

Максимальный расход пара в турбине составля­ет 1 015 т/ч.

Допускается длительная работа турбины при од­новременных отклонениях (в любых сочетаниях) па­раметров от номинальных значений в следующих пределах: давления свежего пара 235-245 кгс/см² абс. температуры свежего пара 530-545° С, темпе­ратуры пара после промежуточного перегрева 530-545° С, повышения температуры охлаждающей во­ды на входе в конденсатор до 33° С.

Непрерывная кратковременная работа турбины допускается в течение 30 мин при отклонениях зна­чений параметров в следующих пределах: давления свежего пара 246-250 кгс/см² абс., температуры свежего пара 546-550° С, температуры пара после промежуточного перегрева 546-550° С.

Суммарная продолжительность работы турбины при достижении этих параметров в любых сочета­ниях не более 200 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—5 ч 55 мин; через 60 ч простоя—4 ч45 мин; через 30 ч простоя—3 ч 30 мин; через 8 ч простоя— 1 ч 45 мин.

Гарантийные расходы тепла. Заводские расчет­ные гарантийные расходы тепла (с допуском 1 % для трех режимов нагрузки) приведены в табл. 3.

Удельные расходы тепла отнесены к суммарной мощности на клеммах генератора и внутренней мощности приводной турбины главного питательно­го насоса, причем количество питательной воды, пе­рекачиваемой насосом, должно быть равно расходу свежего пара. Удельные расходы тепла гарантиру­ются с допуском 1 % сверх допуска на точность ис­пытания.

Таблица 3.

Мощность на клеммах генератора, МВт	Справочные данные		Гарантийные условия			Гарантийный удельный расход тепла, ккал/кВт ч
	Расход пара через автома­тические стопорные клапаны, т/ч	Температура питательной воды за последним по ходу воды подогревате­лем, °С	Температура пара после промежуточного перегрева	Потеря давле­ния на участке от выхода ЦВД до сопловой коробки ЦСД в % от давле­ния в сопловой коробке ЦСД	КПД генера­тора. по которому исчислены гарантии, %
300	970	274	540	12,5	98,64	1922
250	784,3	261	540	12,5	98,61	1935
200	611	246	540	12,5	98,54	1960

Конструкция турбины. Турбина представляет со­бой одновальный трехцилиндровый агрегат с тремя выхлопами в один общий конденсатор.

В основном конструкция турбины К-300-240-2 аналогична конструкции турбины К-300-240-1. В ней внедрены рекомендации по совершенствованию турбин К-300-240, в частности, реализованы следующие технические решения: число регулирующих клапанов уменьшено с семи до четырех большего диаметра. Соответственно уменьшено число сервомоторов регулирующих кла­панов и перепускных труб; модернизированы корпусы переднего и среднего подшипников с целью улучшения их технологич­ности; диафрагмы и рабочие лопатки первых трех сту­пеней ЧНД модернизированы с целью повышения экономичности турбины; введен гидроподъем роторов во всех подшипни­ках, кроме подшипника № 1.

Проточная часть низкого давления спрофилиро­вана для условий ухудшенного вакуума при номи­нальном давлении в конденсаторе Рк=0,072 кгс/см² абс.

Рабочие лопатки последней ступени ЦНД име­ют рабочую длину 755 мм при среднем диаметре 3 275 мм, что соответствует торцевой площади каж­дого из трех выхлопов 5,4 м².

Турбина снабжена быстроходным валоповоротным устройством с приводом от электродвигателя, вращающим ротор турбины со скоростью 30 об/мин.

Система автоматического регулирования и за­щиты. Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, а также устройствами защиты, обеспечивающими работу турбины при однобайпасной схеме паросбросных устройств блока и останов ее при возникновении аварийных нарушений режима 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, 11—регулятор безопасности; 6—промежу­точный золотник; 7—ограничитель мощности; 8— электрогидравлический преобразователь; 9—элект­ромеханический преобразователь; 10—золотники регулятора безопасности; 12—регулятор частоты вращения; 13—блок золотников регулятора часто­ты вращения; 14 -- электромагнитный выключатель; 15—эксгаустер; 16—бак системы регулирования;

17— блок системы регулирования; 18— маслоохла­дитель;

/—напорное давление (нестабилизированное); II—напорное давление (стабилизированное); III— 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, два сервомотора сбросных клапанов на линии из промежуточного перегрева в конденсатор.

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, сбросными клапанами; 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 содержит 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 содержится быстродействующий ограничи­тель, обеспечивающий поддержание заданной в послеаварийном режиме мощности.

Степень неравномерности регулирования часто­ты вращения составляет 4,5±0,5%. В регуляторе мощности имеется возможность изменения статизма от 2,5 до 6%. Нечувствительность гидравличес­кой части системы регулирования частоты вращения составляет не более 0,3%.

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, а также открытие сбросных 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, воздухоохлади­теля, фильтров грубой и топкой 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 в ПВД и ПНД и на трубопроводах пара к турбоприводам питатель­ных насосов, деаэратору и калориферам котла.

Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическим огнестойким маслом ОМТИ пли 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 м^ч. Турбина снабжена двумя реле давления смазки, которые обеспечивают автоматическое отключение турбины и валоповоротного устройства при падении давле­ния в напорном маслопроводе смазки, а также включают резервные насосы системы смазки.

1