Курсач по ПиГУ (Забелин) / Каталог турбин / ЛМЗк200-181

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-200-181-1

МОЩНОСТЬЮ 200 МВт

Паровая конденсационная турбина К-200-181-1 (рис. 1) без регулируемых отборов, с одним проме­жуточным перегревом пара, номинальной мощ­ностью 200 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин, предназначена для непосредственного привода ге­нератора переменного тока типа ТВВ-200-2А при ра­боте в блоке с котельным агрегатом. Турбина снаб­жена регенеративным устройством для подогрева питательной воды и работает совместно с конденса­ционной установкой.

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

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов па­ра (рис. 2), предназначенных для подогрева пита­тельной воды в ПНД, деаэраторе и ПВД.

Данные о регенеративных отборах пара приве­дены в табл.2 и соответствуют номинальной мощ­ности турбины и номинальным параметрам свежего пара при температуре охлаждающей воды 5° С и ее расходе 25 000 м ³ч.

Свежий пар перед автоматическими стопор­ными клапанами ЦВД:
давление, кгс/см2, абс.	181
температура, °С	535
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме:
давление, кгс/см2 абс. (максимальная нагрузка)	24,06(26,75)
температура, С	276(286)
Пар после промежуточного перегрева пе­ред стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см2 абс.	22,08(24,5)
температура, °С	535
Основные параметры конденсаторной группы:
расход охлаждающей воды, м3/ч		25000
температура охлаждающей воды , С		5
расчетное давление, кгс/см2 абс.		0,028

Таблица 1 Таблица 2

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, кгс/см2 абс.	Температура, С
ПВД № 7	44,75	350	44,9
ПВД № 6	24,06	276	38,1
ПВД № 5	11,52	449	19,4
Деаэратор	6,13	367	14,6
ПНД № 3	2,64	268	18,6
ПНД № 2	1,21	187	25,3
ПНД № 1	0,241	64	26,6

При отключении ПВД мощность турбины состав­ляет 200 МВт.

Разрешаются дополнительные отборы сверх от­боров на регенерацию (при мощности 200 МВт и но­минальных параметрах пара), на отопление и на собственные нужды.

Допускается возможность работы турбины и вспомогательного оборудования турбоустановки с перегрузкой до 220 МВт при номинальных парамет­рах пара, полностью включенной системе регенера­ции, чистой проточной части и температуре охлаж­дающей воды в пределах 0—5° С.

Максимальный расход пара в турбине составля­ет 655 т/ч.

Предельное давление в камере регулирующего колеса равно 124 кгс/см² абс.

Допускается длительная работа турбины при од­новременных отклонениях (в любых сочетаниях) параметров от номинальных в следующих пределах: начального давления пара 160—200 кгс/см² абс.; начальной температуры пара 525—540° С; темпера­туры пара после промежуточного перегрева 525— 540° С; температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор не выше 22° С.

Допускается кратковременная непрерывная ра­бота турбины не более 30 мин, при отклонениях параметров от номинальных в следующих пределах: начального давления пара до 217 кгс/см² абс.; на­чальной температуры до 555° С; температуры пара после промежуточного перегрева до 555° С.

Продолжительность работы турбины в год при этих параметрах (в любых сочетаниях) не должна превышать 12 ч.

Не допускается работа турбины: при температуре в выхлопной части турбины выше 80° С; на выхлоп в атмосферу; по временной незаконченной схеме установки.

Гарантийные расходы тепла (удельные) для нескольких режимов работы турбины 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	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, %
200	580	252	535	9	98,63	1913
150	424	233	535	9	98,64	1936
100	282	211	535	9	98,49	1990
220	650	259	535	9	98,61	-

Конструкция турбины. Турбина представляет со­бой одновальный трехцилиндровый агрегат (ЦВД, ЦСД и ЦНД) с двумя выхлопами. Цилиндр высо­кого давления выполнен из двух корпусов: наружно­го и внутреннего. Оба цилиндра имеют горизонталь­ный разъем. ЦВД имеет 12 ступеней, из которых одновенечная регулирующая ступень и пять ступе­ней давления расположены во внутреннем корпусе ЦВД и образуют левый поток прохождения пара, а остальные шесть ступеней давления расположены в наружном корпусе ЦВД и образуют правый поток.

Подвод пара осуществляется в середине цилинд­ра паровпускными штуцерами.

ЦСД выполнен из двух частей с горизонтальным разъемом: передней -литой и выхлопной в свар­ном исполнении, соединенных вертикальным флан­цем. Сопловые камеры выполнены заодно с ци­линдром.

ЦСД имеет 11 ступеней давления.

ЦНД—сварной с горизонтальным разъемом, вы­полнен двухпоточным, по четыре ступени в каждом потоке. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра, соединенную с выхлопными частями вер­тикальным фланцем.

Все роторы турбины гибкие. Ротор высокого дав­ления - цельнокованый. Ротор среднего давления - цельнокованый с четырьмя насадными дисками пос­ледних ступеней. Ротор низкого давления - вал с восемью насадными дисками. Роторы ЧВД и ЧСД соединены жестко и установлены на трех опорах. Роторы ЧСД и ЧНД и генератор соединены также жесткими муфтами.

Фикспункт роторов турбины расположен в сред­нем подшипнике, который устанавливается между ЦВД и ЦСД.

Критическими числами оборотов валопровода турбины и генератора типа ТВВ-200-2А, соединен­ных жесткими муфтами, являются: 1600; 1800; 2120; 2530; 4720 (данные приведены без учета податли­вости опор).

Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар двумя трубами подводится к стопорно­му клапану и четырьмя трубами к регулирующим клапанам турбины.

Клапаны - разгруженного типа. От регулирую­щих клапанов пар по четырем трубам подводится к ЦВД. Пройдя левый поток, пар с целью охлажде­ния внутреннего корпуса и паровпускных штуцеров, а также более быстрого обогрева наружного корпу­са, совершает поворот на 180° и направляется в пра­вый поток, пройдя который, отводится в промежу­точный перегрев, после чего пар по двум трубам подводится к двум коробкам стопорных клапанов СД, установленным справа и слева от оси турбины. В каждой коробке устанавливается по одному сто­порному клапану СД разгруженного типа. От сто­порных клапанов пар поступает по четырем трубам к четырем коробкам регулирующих клапанов СД, в которых установлено по одному регулирующему клапану. Все эти клапаны—разгруженного типа. Пар из паровых коробок поступает в ЦСД. При аварийном закрытии стопорных клапанов ЦСД пар сбрасывается в конденсатор турбины.

Из выхлопной части ЦСД пар по двум перепуск­ным трубам, которые расположены сверху, посту­пает в среднюю часть ЦНД, где разветвляясь на два потока и пройдя проточную часть ЦНД, посту­пает в конденсаторы.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уп­лотнениями.

Фикспункт статора расположен на передних ла­пах задней выхлопной части ЦНД. Расширение ЦВД и ЦСД, переднего выхлопа и средней части ЦНД происходит в сторону переднего подшипника. Задний выхлоп ЦНД расширяется в сторону гене­ратора.

Допускается промывка влажным паром проточ­ной части турбины при пуске из холодного состоя­ния.

Вращение валопровода турбины в период пусков и остановов осуществляется валоповоротным уст­ройством с частотой 30 об/мин.

Минимальное время пуска турбины из различ­ных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) равно: из холодного состояния - 4 ч 50 мин; через 36 ч простоя - 3 ч 20 мин; через 8 ч простоя - 1 ч 05 мин; через 1 - 2 ч простоя—40 мин.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрены паро-вой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на передние уплотнения ЦВД и ЦСД.

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

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, 3, 4, 5-сервомоторы регулирующих клапанов ЦВД № 4, 2, 3, 1 соответственно; 6, 7-сервомото­ры № 1 и 2 соответственно регулирующих клапанов ЦСД;

8 -ограничитель мощности, 9- промежу­точный золотник; 10- электрогидравлический пре­образователь;. 11-электромеханический преобра­зователь; 12- золотники регулятора безопасности; 13- электрический датчик скорости; 14- рычаг регулятора безопасности; 15-указатель срабаты­вания бойков регулятора безопасности; 16- кран для испытания регулятора безопасности; 17—ба­чок аварийной смазки подшипников регулятора ско­рости; 18-блок золотников регулятора скорости с местным дистанционным приводом; 19—тахогенератор; 20—регулятор скорости; 21—регулятор безопасности; 22 –электромагнитные выключате­ли: 23—вентилятор; 24—фильтр; 25—воздухо­охладитель; 26-маслоохладитель; 27—реле вы­ключения электронасосов; 28—электронасосы ре­гулирования; 29—грузовой аккумулятор жидкости; 30—сигнальный электроконтакт ограничителя мощности;

I—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.

Сервомоторы регулирующих клапанов ЦВД №3 и 4 имеют механизмы перестройки характеристик сервомоторов с дистанционным приводом для воз­можности перестройки регулирования на дроссель­ное в процессе пуска турбины вместо соплового регулирования, принятого для работы турбины 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 синхронизацией 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 имеется быстродействующий ог­раничитель, обеспечивающий ограничение мощнос­ти до заданной величины от противоаварийной ав­томатики энергосистемы. Регулятор мощности, воз­действующий на электродвигатель механизма уп­равления турбиной, обеспечивает поддержание за­данной мощности турбины со статизмом по частоте. 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 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 частоты вращения. 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.

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

В баке объемом 37 м³ (до верхнего уровня) уста­новлены: сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей; воздухоохладители 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-240 (один резервный), питающихся водой из циркуля­ционной системы. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 150 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.

Система контроля и управления турбоагрегата обеспечивает: контроль параметров работы турбоустановки; регистрацию наиболее важных парамет­ров; технологическую, предупредительную и ава­рийную сигнализацию; ручное, дистанционное, а также частично автоматическое управления; авто­матическое введение резерва, а также автоматиче­ские блокировки отдельных элементов турбоустановки; автоматическую защиту оборудования при возникновении аварийных ситуаций.

Все управление установкой централизовано и ве­дется дистанционно.

1