Курсач по ПиГУ (Забелин) / Каталог турбин / ЛМЗк500-130

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-500-130-2

МОЩНОСТЬЮ 500 МВт

Паровая конденсационная турбина К-500-130-2 (рис. 1, 2, 3) спроектирована для работы в полупи­ковом режиме.

Турбина К-500-130-2 без регулируемых отборов пара, номинальной мощностью 500 МВт и частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосред­ственного привода генератора переменного тока ти­па ТВВ-500-2БУЗ и для работы в блоке с паровым котлом ТМП-501 ГОСТ 3619—76.

Турбина снабжена регенеративной установкой для подогрева питательной воды, предусмотрен так­же отбор пара на турбопривод.

Турбина рассчитана для работы в режиме с но­минальной мощностью при следующих основных па­раметрах, приведенных в табл. 1.

Дополнительный отбор на подогрев воздуха 80 т/ч с давлением 3,2 кгс/см² абс. при номинальном режиме. При нагрузках менее 50% от номинальной отбор на подогрев воздуха переключается на отбор пара для деаэратора.

Расчетная температура подогрева питательной воды в системе регенерации при номинальной на­грузке составляет 243° С.

Тепловая схема (рис. 4) турбоустановки имеет три принципиальных отличия от предшествующих схем, разрабатываемых ЛМЗ: наличие в схеме ПНД № 1 и № 2 контактного типа с перекачивающими насосами; турбопривод питательного насоса -конденсаци­онного типа с выхлопом непосредственно в конден­сатор главной турбины; все оборудование выбрано без резерва с учетом частых остановов (на ночь и выходные дни), позволяющих вести профилактический осмотр и ре­монт его.

Деаэратор работает при скользящем давлении. С уменьшением нагрузки давление в деаэраторе па­дает примерно до 4 кгс/см² и в дальнейшем сохра­няется постоянным, при этом деаэратор переклю­чается на отбор из холодной нитки промежуточного перегрева.

Данные по отборам пара на регенеративные по­догреватели приводятся в табл. 2 и соответствуют номинальным параметрам свежего пара и промежу­точного перегрева, номинальной мощности, темпе­ратуре охлаждающей воды 15° С, при дополнитель­ном отборе пара на подогрев воздуха 80 т/ч с абсо­лютным давлением 3,2 кгс/см².

Таблица 1 Таблица 2

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, кгс/см2 абс.	Температура, С
ПВД № 6	36,9	339	134,5
ПВД № 5	18,7	441	91
Деаэратор	8,7	340	70
ПНД № 3	3,2	227	66
ПНС № 2	1,27	144	81
ПНС № 1	0,22	63	51,8

Свежий пар перед автоматическими стопор­ными клапанами ЦВД:
давление, кгс/см2, абс.	130
температура, °С	510
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме:
давление, кгс/см2 абс.	36,9
температура, С	339
Пар после промежуточного перегрева пе­ред автоматическими стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см2 абс.	31,8
температура, °С	510
Основные параметры конденсаторной группы:
расход охлаждающей воды, м3/ч		46000
температура охлаждающей воды , С		15
расчетное давление, кгс/см2 абс.		0,0583/ 0,0445

Пар на турбопривод главного питательного насо­са отбирается из турбины за второй ступенью ЦСД при абсолютном давлении 18,7 кгс/см² в количестве 51 т/ч (расчетная величина) при номинальном ре­жиме.

Максимальный расход пара при полностью от­крытых клапанах и номинальных параметрах пара составляет 1670 т/ч. Указанный расход пара обес­печивает получение номинальной мощности при на­личии дополнительного отбора пара на подогрев воздуха в количестве 80 т/ч.

При максимальном расходе пара, номинальных его параметрах и температуре охлаждающей воды, при полностью включенной регенерации, без допол­нительного отбора и чистой проточной части допус­кается работа турбины и вспомогательного оборудо­вания с нагрузкой 514 МВт.

Нагрузка 500 МВт допускается при абсолютном давлении в конденсаторе не менее 0,043 кгс/см³.

При отключении ПВД максимально допустимая мощность турбины снижается в соответствии с ука­заниями инструкции по эксплуатации.

Допускается длительная работа турбины при одновременных отклонениях (в любых сочетаниях) параметров от номинальных значений в следующих пределах: давления свежего пара 125—135 кгс/см² абс.; температуры свежего пара 500—515° С, темпе­ратуры пара после промежуточного перегрева 500— 515° С, повышения температуры охлаждающей во­ды на входе в конденсатор не более 33° С.

Допускается кратковременная (не более 30 мин) непрерывная работа турбины с номинальной мощ­ностью при отключении параметров от номинальных в следующих пределах: давления свежего пара 136—140 кгс/см² абс., температуры свежего пара 516—520° С, температуры пара после промежуточ­ного перегрева 516—520° С.

Суммарная продолжительность работы турбины при достижении этих параметров в любых сочетани­ях — не более 200 ч в год.

Не допускается работа турбины: при температуре выхлопной части ЦНД выше 60° С; на выхлоп в атмосферу; по временной незаконченной тепловой схеме ус­тановки.

Максимально допустимая разность температур в параллельных нитках трубопровода свежего пара и аналогично в нитках трубопровода промежуточного перегрева перед автоматическими стопорными кла­панами не должна превышать 15° С. Допустимое время работы турбины, как и всего блока, на холостом ходу после сброса нагрузки-30 с.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и наст­роен на работу при частоте в сети 50 Гц, что соот­ветствует частоте вращения ротора турбогенератора 3000 об/мин.

Турбина типа К-500-130-2 предназначена для ра­боты с переменной нагрузкой и ежесуточными оста­новами, а также в выходные и праздничные дни. Расчетное использование установленной мощности при этом составляет до 3 500 ч в год.

Ориентировочно продолжительность пусков тур­бины на скользящих параметрах из различных теп­ловых состояний (от толчка до номинальной на­грузки) указана в табл.3.

Т а б л и ц а 2

Пуск турбины	Время пуска, МИН	Ориентировочное число пусков в год
из холодного состояния	100	5
Через 55 ч простоя	65	50
Через 24 ч простоя	30	20
Через 8 ч простоя	25	200

Допускается длительная работа турбины при от­клонениях частоты в пределах 49—50,5 Гц.

Кратковременная работа турбины допускается при частоте в сети: 50,5—51 Гц—продолжитель­ностью не более 3 мин и не более 500 мин за весь срок эксплуатации; 49—48 Гц—продолжитель­ностью не более 3 мин и не более 500 мин за весь срок эксплуатации; 48—47 Гц—продолжитель­ностью не более 1 мин и 180 мин за весь срок экс­плуатации; 47—46 Гц—продолжительностью не бо­лее 1 с и не более 30 мин за весь срок эксплуатации.

Гарантийные расходы тепла. Заводские расчет­ные гарантийные расходы тепла с допуском 0,5% сверх допуска на точность проведения контрольных испытаний приведены в табл. 4.

Таблица 4.

Мощность на клеммах генератора, МВт	Справочные данные			Гарантийные условия					Удельный расход тепла, брутто ккал/кВт ч
	Расход пара через автома­тические стопорные клапаны ЦВД, т/ч	Давление перед стопорными клапанами ЦВД, кгс/см2 абс.	Температура перед автоматическими стопорными клапанами ЦВД, °С	Температура пара после промежуточного перегрева на входе в ЦСД, °C	Потеря давле­ния на участке от выхода ЦВД до стопорных клапанов ЦСД в % от давле­ния перед клапанами ЦСД, %	Температура питательной воды за последним по ходу воды подогревателем, °С	Давление в конденсаторе кгс/см2 , абс.	КПД генера­тора. по которому исчислены гарантии, %
514	1670	130	510	510	16	244	0,0470/0,0633	0,9875	2040
350	1102	87	510	510	16	233	0,0346/0,0432	0,9879	2086
250	782	65	510	510	16	204	0,029/0,0343	0,9872	2148

Удельные расходы тепла отнесены к суммарной мощности на клеммах генератора и внутренней мощности приводной турбины питательного насоса, причем количество питательной воды, перекачивае­мой главным питательным насосом, должно быть равно расходу свежего пара.

Гарантийные расходы тепла действительны, ес­ли турбина работает по тепловой схеме предприя­тия-изготовителя с регенеративным подогревом пи­тательной воды по следующей схеме: без сетевых подогревателей с отключенным впрыском во вто­ричный пароперегреватель, без использования тепла обессоливания питательной воды и тепла генерато­ра, с водоструйными эжекторами, с отборами пара только на регенерацию и приводную турбину пита­тельного насоса без дополнительных отборов, КПД турбопривода по состоянию перед стопорными кла­панами 80%, КПД насоса 84%.

Конструкция турбины. Турбина К-500-130-2 пред­ставляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, состоящий из однопоточного шестиступенчатого ЦВД, однопоточного восьмиступенчатого ЦСД и двух двухпоточных (пять ступеней в каждом потоке) ЦНД. Выхлопы каждого ЦНД направлены в один конденсатор.

Общая длина турбины без генератора 27,3 м, вес турбины без вспомогательного оборудования 825 т.

Турбина выполнена с дроссельным парораспре­делением.

Первичный пар из котла подводится по двум трубопроводам к двум блокам клапанов, располо­женным перед ЦВД. Каждый блок выполнен в ви­де сварной конструкции и состоит из одного стопор­ного и двух регулирующих клапанов с индивидуаль­ными сервомоторами.

Впуск пара в проточную часть осуществляется через четыре гильзы, приваренные к наружному корпусу, и затем в горловины четырех сопловых ко­робок, вваренных во внутренний корпус.

Внутренний цилиндр включает в себя все шесть ступеней ЦВД, подвешен на лапах в разъеме на­ружного цилиндра и центруется вдоль продоль­ной оси системой шпонок, а в плоскости паровпуска — системой «шип-паз».

Конструкция ЦВД отличается от конструкции ЦВД турбин К-300-240, К-500-166, К-800-240, выпус­каемых объединением в настоящее время, где при­нят ЦВД с поворотом потока пара. Это объясняет­ся необходимостью получения минимальной длины корпуса.

Первая ступень ЧВД выполнена с полным подво­дом пара по окружности, рабочие лопатки этой сту­пени постоянного сечения, имеют цельнофрезерованные бандажи и сварены в пакеты попарно. Ра­бочие лопатки остальных ступеней выполнены с клепаными бандажами.

Выходя из ЦВД, пар поступает для промежуточ­ного перегрева. После промежуточного перегрева пар 'подводится к ЦСД через два отсечных и два регулирующих клапана в две сопловые коробки, вваренные горловинами в нижнюю половину корпу­са под углом.

ЦСД однопоточный, восьмиступенчатый, в зна­чительной степени унифицированный по облопачиванию с турбиной К-1200-240-3.

Рабочие лопатки среднего давления выполнены с цельнофрезерованными бандажами и замкнуты на круг демпферными проволоками, расположенными в бандажах. Хвостовые соединения вильчатого ти­па, ступенчатые, с центральной заклепкой.

Из ЦСД пар по перепускным трубам, располо­женным по бокам цилиндра, поступает в два ЦНД.

ЦНД полностью унифицированы с ЦНД турбин К-500-166, К-800-240. Оба ЦНД двухпоточные и имеют 5 ступеней давления в каждом потоке. Пер­вые 4 ступени каждого потока заключены во внут­реннем корпусе.

Роторы ЦНД имеют насадные диски с высотой рабочих лопаток последних ступеней 960 мм.

Роторы ЦВД и ЦСД давления выполнены цель­ноковаными и лежат на трех опорах. Средняя опо­ра расположена на стороне ротора ЦВД. Каждый ротор ЦНД лежит на двух опорах.

Фикспункт валопровода турбины расположен между ЦВД и ЦСД, а сами ЧВД и ЧСД ориенти­рованы паровпусками в сторону опорно-упорного подшипника.

Фикспункт статоров ЧВД, ЧСД и ЧНД № 1 рас­положен на задней поперечной фундаментной раме ЦНД № 1, статорной ЧНД № 2—на передней по­перечной фундаментной раме ЦНД № 2.

Валоповоротное устройство — быстроходное (32,5 об/мин), расположено между ЦНД № 1 и 2.

Роторы турбины—гибкие, муфты между всеми роторами турбины и ротором генератора—жесткие.

Расчетные значения критических частот враще­ния валопровода турбины и генератора ТВВ-500-2БУЗ на жестких опорах приведены ниже:

Тон поперечных колебаний	Критическая частота вращения валопровода, об/мин
I	1015
II	2060
III	2320
IV	2530
V	2580
VI	3140

Таблица 4.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уп­лотнениями. Переднее и заднее уплотнения ЦВД и переднее уплотнение ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Отсосы из предпоследних отсеков этих уплотнений соединены в общий коллектор, в котором регулятором «до себя» поддерживается аб­солютное давление 1,2—1,3 кгс/см², со сбросом из­быточного давления в ПНС № 2.

При пусках из горячего состояния на эти уплот­нения предусматривается подача пара давлением 20 кгс/см² и температурой 350-440° С из станцион­ной магистрали. В предпоследние отсеки концевых уплотнений ЦНД и заднего уплотнения ЦСД пода­ется пар при абсолютном давлении 1,03— 1,05 кгс/см² из коллектора с давлением 1,1 кгс/см², которое поддерживается регулятором.

Коллектор питается паром из деаэратора или из станционной магистрали 13 кгс/см² с температурой 250 -350° С. Из концевых отсеков уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжек­тором через вакуумный охладитель.

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 турбины при возникновении аварийных нарушений режима ее работы.

Электрогидравлическая система регулирования состоит из электрической и гидравлической частей. На рис. 5 приведена схема гидравлической части системы регулирования турбины, где:

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

3—электромагнитный выключатель регулирую­щих клапанов ЦСД; 4—сервомоторы автоматичес­ких затворов ЦСД; 5—сервомоторы регулирую­щих клапанов ЦСД, 6—сервомотор сбросного кла­пана; 7—сервомотор отсечного клапана; 8—серво­моторы стопорных клапанов отбора (2 шт.); 9—про­межуточный золотник;

10—ограничитель мощнос­ти; 11—электромеханический преобразователь; 12—электрогидравлический преобразователь; 13— золотники регулятора безопасности; 14—регуля­тор безопасности; 15—регулятор частоты враще­ния; 16—блок золотников регулятора частоты вра­щения; 17—электромагнитный выключатель пред­варительной защиты; 18—электромагнитный вы­ключатель; 19—золотник предварительной защиты; 20—эксгаустер; 21—бак системы регулирования; 22—электронасосы системы регулирования; 23— охладитель рабочей жидкости.

I—напорное давление (нестабилизированное); I I —напорное давление (стабилизированное); I I I —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, сервомотор сбросного клапана на линии из промежуточного перегрева в конденсатор, два сервомотора стопорных клапанов отбора и сервомотор отсечного клапана.

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, сбросным клапаном, отсечным клапаном и стопорными клапана­ми отбора; 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 мощности, заданной в послеаварийном режиме, и использующий обратную связь по мощности тур­бины.

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 статизма 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 клапанов, стопорных клапанов, клапанов на линиях к ПТН и ТВД, 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. Кроме того, для предотвращения чрезмерного разгона ротора при отказе системы ре­гулирования частоты вращения в электроприставке предусмотрен блок предварительной защиты, воз­действующий на электромагнитный выключатель предварительной защиты и закрывающий стопорные и регулирующие клапаны турбины при повышении частоты вращения до частоты срабатывания регу­лятора безопасности в зависимости от величины ус­корения частоты вращения.

Турбина снабжена двумя электромагнитными выключателями защиты, обеспечивающими 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 и двух элект­ронасосов переменного тока. Рабочее давление в си­стеме регулирования 45 кгс/см². Охладитель огне­стойкого 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, на трубопроводах пара к турбоприводам питательных насосов, 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. Масло охлаждается в двух маслоохладителях типа М-540, 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 включа­ют резервные насосы системы смазки.

1