Курсач по ПиГУ (Забелин) / Каталог турбин / ЛМЗк500-166

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-500-166-2

МОЩНОСТЬЮ 500 МВт

Паровая конденсационная одновальная турбина типа К-500-166* (рис. 1), без регулируемых отборов пара, с промежуточным перегревом пара, номиналь­ной мощностью 500 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока. Турбина снабжена регенеративным устройством для подогре­ва питательной воды.

Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах, см. табл.1.

В настоящем кратком описании конструкции турбины указаны параметры и размеры, относящие­ся к турбине К-500-166-2.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов па­ра для регенеративного подогрева питательной воды. Подогрев осуществляется в регенеративных ПНД поверхностного типа, деаэраторе, трех регенератив­ных ПВД, двух сальниковых охладителях до темпе­ратуры 249° С при номинальной нагрузке турбины (рис.2).

Отборы пара из турбины на регенерацию приве­дены в табл.2.

Свежий пар перед автоматическими стопор­ными клапанами ЦВД:
давление, кгс/см2, абс.	166
температура, °С	535
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме:
давление, кгс/см2 абс.	41
температура, С	346
Пар после промежуточного перегрева пе­ред стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см2 абс.	37,3
температура, °С	535
Основные параметры конденсаторной группы:
расход охлаждающей воды, м3/ч		55000
температура охлаждающей воды , С		22
расчетное давление, кгс/см2 абс.		0,06

Таблица 1 Таблица 2

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, кгс/см2 абс.	Температура, С
ПВД № 7	41	364	148
ПВД № 6	19,5	448	58
ПВД № 5	12,9	392	69
Деаэратор	5,3	284	23
ПНД № 3	3,1	225	63
ПНД № 2	1,2	142	78
ПНД № 1	0,23	90	39,5

Кроме регенеративных, допускается ряд допол­нительных отборов пара без снижения номинальной мощности.

При отключении подогревателей максимально допустимая мощность турбины снижается.

Максимальный расход пара на турбоустановку при полностью открытых клапанах, номинальных параметрах и работе без впрыска в промежуточный перегреватель составляет 1712 т/ч. При этом расхо­де пара (без дополнительных отборов) и чистой проточной части допускается работа с нагрузкой до 525 МВт (давление в конденсаторе должно быть не ниже 0,05 кгс/см² абс., при 500 МВт не ниже 0,04 кгс/см² абс.).

Допускается длительная работа турбины при от­клонениях от номинальных параметров в следую­щих пределах: давления 161-171 кгс/см² абс. и тем­пературы свежего пара 525-543° С; температуры пара после промежуточного перегрева 525—543° С; повышения температуры охлаждающей воды на вхо­де в конденсатор до 33° С.

* Турбина выпускается в двух модификациях: К-500-166-1 поставлялся на экспорт без вспомогательного оборудования, которое проектируется фирмами (ГДР). К-500-166-2 комплек­туется вспомогательным оборудованием и приборами, изго­товляемыми по чертежам и техническим условиям, действующим в СССР.

Допускается кратковременная непрерывная ра­бота турбины в течение 30 мин при отклонениях па­раметров от номинальных в следующих пределах: давления свежего пара 172—176 кгс/см² и темпе­ратуры свежего пара 549—5С3³ С; температуры пара после промежуточного перегрева 549—553° С (об­щая продолжительность работы турбины не должна превышать 200 ч в год). Длительность работы турбины на холостом ходу определяется величиной от­носительных удлинений роторов турбины, но должна быть не более 15 мин.

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

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и наст­роен на работу при частоте в сети 50 Гц, что соот­ветствует частоте вращения ротора турбоагрегата 3000 об/мин. Допускается длительная работа тур­бины при отклонениях частоты в сети в пределах 49--50,5 Гц. Работа при частоте 48,5 Гц допускает­ся два раза в год продолжительностью 4 мин или один раз в год продолжительностью до 6 мин.

Предусматривается пуск турбины на скользя­щих параметрах из холодного и горячего состояний. Ориентировочно продолжительность пусков турби­ны из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) равна: из холодного состоя­ния - 7ч; через 60 ч простоя - 3 ч; через 30 ч про­стоя - 2ч 30 мин; через 8 ч простоя - 1 ч 30 мин.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обо­грев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД, а также верхних частей коробок авто­матических стопорных клапанов высокого давления.

Гарантийные расходы тепла. Ресурс турбины, оп­ределяемый примененными для основных деталей жаропрочными материалами и конструктивными особенностями, составляет 100000 ч.

Гарантийные значения удельного расхода тепла с допуском 1 % без учета на точность испытания приведены в табл.3.

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 подогревателем, °С	Давление перед стопорными клапанами ЦСД, кгс/см2 абс.	Давление в конденсаторе, кгс/см2 абс.	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, %	КПД генера­тора. по которому исчислены гарантии, %
550	1550	249	37,3	0,06	535		10	98,7	1940
375	1115	229	27,3	0,05	535		10	98,7	1978
250	734	207	18,2	0,041	535		10	98,7	2060

Удельные расходы тепла отнесены к суммарной мощности на клеммах генератора и внутренней мощ­ности приводной турбины питательного насоса.

Конструкция турбины. Турбина представляет со­бой одновальный четырехцилиндровый агрегат, со­стоящий из ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Оба выхлопа каждого ЦНД направлены в один конденсатор.

Свежий пар из котла по четырем трубопроводам подводится к двум коробкам автоматических стопор­ных клапанов, установленных перед передним под­шипником турбины.

В турбине предусмотрено сопловое парораспре­деление.

После автоматических стопорных клапанов пар по четырем трубам направляется к коробкам регу­лирующих клапанов, установленным по обе сторо­ны двухкорпусного ЦВД. Через сопловой аппарат пар поступает в левый поток, состоящий из однове­нечной регулирующей ступени и четырех ступеней давления, заключенных во внутреннем корпусе, за­тем поворачивает на 180°, проходит четыре ступени правого потока и отводится на промежуточный пере­грев. На линиях холодного промежуточного перегре­ва за ЦВД устанавливаются обратные клапаны. После промежуточного перегрева пар подводится по четырем трубам к двум коробкам стопорных клапа­нов ЦСД.

ЦСД—двухпоточный с одиннадцатью ступеня­ми давления в каждом потоке, состоит из двух кор­пусов. Первые три ступени каждого потока заклю­чены во внутреннем корпусе. Из ЦСД пар по пере­пускным трубам, расположенным по обеим сторонам цилиндра, поступает в два ЦНД.

Два ЦНД—двухпоточные и имеют по пять сту­пеней давления в каждом потоке. Средняя часть цилиндра имеет внутренний корпус, компенсирую­щий тепловые расширения. Первые четыре ступени каждого потока заключены во внутреннем корпусе. Пар из обоих выхлопов каждого ЦНД направляет­ся в один конденсатор.

Роторы ЦВД и ЦСД- цельнокованые и лежат на трех опорах, роторы ЦНД- с насадными диска­ми, лежат на двух опорах каждый.

Расчетные значения критических чисел оборотов валопровода турбины и генератора типа ТВВ-500-2 с учетом податливости опор приведены ниже, в табл. 4.

Тон поперечных колебаний	Критическая частота вращения валопровода, об/мин
I	867
II	1760
III	2010
IV	1972
V	2040
VI	2420

Таблица 4.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уп­лотнениями. Из крайних отсеков уплотнений паро-воздушная смесь отсасывается эжектором через ва­куумный охладитель.

Турбина снабжена валоповоротным устройством с частотой вращения 30 об/мин, приводимым от электродвигателя, и автоматическим устройством поворота ротора во время остывания турбины (че­рез каждые 10 мин на 180° С).

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 регулирующих клапанов ЦСД;

4—сервомоторы автоматических затворов ЦСД;

5—сервомоторы клапанов КОСМ-500; 6—проме­жуточный золотник; 7—ограничитель мощности;

8—элсктрогидравлический преобразователь; 9— электромеханический преобразователь; 10—золот­ники регулятора безопасности; 11—регулятор без­опасности; 12—регулятор частоты вращения; 13— блок золотников регулятора частоты вращения; 14— электромагнитный выключатель; 15—эксгаустер;

16—бак системы регулирования; 17—охладитель рабочей жидкости; 18—электронасосы системы ре­гулирования;

/—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, сервомотор клапана КОСМ-500.

Сервомоторы регулирующих клапанов № 1 и 2 ЦВД имеют механизмы перестройки характеристик сервомоторов с дистанционным приводом, обеспе­чивающие возможность пуска турбины через ЦСД.

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, а также КОСМ-500; 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, а также КОСМ-500. 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, 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 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 деаэратор.

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

В баке объемом 37 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 трех маслоохладителях типа М-540 (один резервный), питающихся водой из циркуля­ционной системы.

Расход охлаждающей воды па каждый работаю­щий маслоохладитель равен 300 м^з/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