Balakovskaya - Турбина, ТПН, маслосистема

31

продольное расширение или сокращение ротора относитель но статора; тепловой изгиб ротора;

деформация корпуса вследствие несимметричного прогрева .

При быстром повышении температуры пара ротор турбины нагревается быстрее, чем корпус, поскольку его масса мень ше, а поверхность и интенсивность теплообмена с паром значите льно больше. Поэтому ротор расширяется быстрее статора и это в ызывает опасность осевых задеваний в проточной части. При подаче в турбину пара с температурой более низкой, чем температура ее деталей, происходит сокращение ротора относительно стат ора. Это явление еще более опасно, чем относительное расширение ро тора, поскольку осевые зазоры между рабочим диском и предшеств ующей по ходу пара диафрагмой всегда меньше, чем между диском и стоящей за ним диафрагмой.

Тепловой изгиб ротора возникает при его несимметричном п рогреве или остывании в режимах пуска или останова турбины (§ 3.6.).

Неравномерный нагрев корпуса турбины по окружности прив одит к его изгибу вследствие того, что более нагретые образующие корпуса расширяются сильнее, чем менее нагретые. Каждые 10 градусов разности температуры верха и низа создают прогиб корпуса вверх на 0,13 - 0,15 мм. При большой разности возникает опасность задеваний между ротором и гребешками уплотнений, расположенными в нижних частях диафрагм. Такой же прогиб корпуса турбины может произойти из-за неодинакового нагр ева фланцев: при более нагретых верхних фланцах корпус изгиба ется вверх.

При неравномерном прогреве возникают температурные нап ряжения. Их многократное повторение при каждом пуске, остановке ил и резком изменении нагрузки приводит к появлению в деталях трещин малоцикловой усталости. в некоторых случаях высокие температурные напряжения могут вызвать хрупкое разруше ние детали. Особенно опасными они являются для роторов ЦНД тихоходных турбин насыщенного пара, большие размеры кото рых способствуют появлению в них значительных температурны х напряжений даже при невысокой температуре пара.

Вибрация и ее последствия

Непосредственным источником вибрации турбоагрегата явл яется валопровод, который вращаясь на масляной пленке подшипни ков, передает через нее усилия на вкладыши подшипников и их ко рпуса. В свою очередь вибрирующие корпуса подшипников и связанн ые с ними корпуса цилиндров возбуждают колебания верхней фундаментной плиты, а та - вибрацию колонн и нижней фундаментной плиты.

Вибрация турбоагрегата может происходить во всех трех направлениях. Поэтому ее измеряют на всех подшипниковых о порах в трех перпендикулярных направлениях: вертикальном, попе речном и осевом по отношению к оси вала.

При вибрации вал вращается в прогнутом состоянии и, если э тот прогиб чрезмерен, возникают задевания вращающихся детал ей о неподвижные. Даже при небольших задеваниях происходят из нос уплотнений, увеличение радиальных зазоров и, как следстви е, снижение экономичности. Если же задевания значительны, то возникающая вибрация может потребовать аварийной остан овки турбины, а в ее конструкции могут произойти остаточные изменения, например постоянный изгиб вала.

Большую опасность представляет вибрация для электричес кого генератора, так как она может привести к смещениям электр ических обмоток, коротким замыканиям и другим повреждениям. Повышенная вибрация приводит к задеваниям шеек вала о баббитовую заливку подшипников и ее износу.

При вибрации происходит ослабление связей отдельных дет алей: ослабляется связь отдельных половин вкладышей и их обойм , крышек подшипников и нижних половин их корпусов, корпусов подшипников и фундаментной плиты. Если фундамент недоста точно

гасит передающиеся на него вибрации, то вибрация нижней 32 фундаментной плиты приводит к неравномерной осадке фунд амента, перекосу верхней фундаментной плиты, взаимному вертикал ьному смещению опор и, как следствие, к расцентровке валопровод а и прогрессирующему нарастанию вибрации.

Аварии лопаток

Лопатки турбины - сопловые и, особенно, рабочие - самая доро гая и уязвимая часть турбины. Поломки лопаток во всех турбинах - источник основных аварий и простоев.

Повреждения и разрушения лопаток происходят вследствие : водяных ударов, попадания в проточную часть посторонних предметов и задеваний о детали статора; недостаточной статической прочности, приводящей к отрыв у рабочих лопаток, бандажей и проволочных связей; усталости материала лопаток, вызываемой переменными напряжениями из-за вибрации рабочих лопаток; коррозионной усталости и эрозионного износа.

Для исключения возможности попадания в турбину посторон них предметов (сварочного грата, например) из паропроводов св ежего пара на стопорных клапанах ЦВД ставят защитные сетки - пар овые сита. Хотя они и приводят к некоторым дополнительным поте рям давления и, следовательно, экономичности турбины, тем не м енее они совершенно необходимы. Вместе с тем сито не предохраняет турбину полностью от попадания посторонних предметов. Прежде все го, в силу различных причин, может быть разрушено само сито и ег о куски устремятся в проточную часть. Кроме того, оно не предохран яет от кусков разрушенных деталей, расположенных между ситом и проточной частью. Паровые сита не могут защитить турбину и от посторонних предметов, забытых в проточной части после ее ремонта или случайно уроненных в нижнюю часть корпуса: крепежных деталей, инструмента и т.д. Посторонний предмет даже самог о малого размера может быть источником серьезной аварии. Такая ава рия может развиваться лавинообразно: лопатки, разрушенные вс ледствие попадания в проточную часть постороннего предмета, сами становятся источниками разрушений в последующих ступен ях.

Задевания вращающихся рабочих лопаток о неподвижные мог ут произойти вследствие осевого сдвига ротора, большого его удлинения или укорочения относительно корпуса, например , при нарушении режима пуска. Радиальные задевания могут также возникать при изгибе вращающегося ротора или короблении корпуса.

Отрыв лопатки от диска может произойти только в результат е грубых нарушений технологии их производства или эксплуатации. К отрыву лопаток может привести значительное превышение частоты вращения при сбросе нагрузки или при разгоне из-за некачественной работы системы регулирования или неплотности регулирующих и за щитных органов. Особенно опасен обрыв лопаток последних ступене й, развивающих большую центробежную силу.Отрыв даже части массивной лопатки приводит, как правило, к возникновению интенсивной вибрации и необходимости остановки турбины . Попадание кусков разрушенных лопаток в конденсатор прив одит к повреждению его трубной системы.

В подавляющем большинстве случаев отрыв лопатки являетс я лишь заключительным актом разрушения, начавшегося задолго до его отрыва и, возможно, протекавшего достаточно долгое время. Чаще всего отрыву лопатки предшествует образование трещины. Т рещины в рабочих лопатках могут возникать из-за усталости матери ала лопаток, коррозии, неправильной технологии ремонта и по д ругим причинам.

К усталости материала рабочих лопаток приводит их вибрац ия. Как правило, усталостные трещины возникают прежде всего на кр омках лопаток и постепенно увеличиваются вглубь сечения. При достижении трещиной критического размера происходит из лом лопатки. Трещины возникают, как правило, в местах концентр ации напряжений: в отверстиях под бандажную проволоку, в места х перехода от пера к полке в корневом сечении, в поверхностн ых рисках, царапинах и т.д.

33

Коррозией называется процесс разъедания поверхности де тали под воздействием агрессивной внешней среды. Общая коррозия происходит при наличии в паре кислорода и его соединений, главным образом окиси и двуокиси углерода. Кроме кислород а в паре, поступающем в турбину, содержатся многочисленные ок сиды, силикаты, сульфаты, фосфаты, карбонаты, щелочи и т.д. - более 1 50 соединений. Наиболее агрессивными соединениями являютс я хлориды и щелочи. В их присутствии на поверхности материа ла образуются язвы (язвенная коррозия), от которых начинаютс я трещины. По мере пребывания материала в коррозионно-актив ной среде снижаются такие характеристики, как предел усталос ти, предел прочности, вязкость разрушения.

Эрозией называют поверхностное разрушение деталей всле дствие механического воздействия капель, пленок и струек, содерж ащихся в основном паровом потоке. Хотя в области влажного пара про исходит эрозионный износ практически всех основных деталей, наиб олее опасной является эрозия рабочих лопаток, снижающая надеж ность и экономичность ступени и турбины в целом. Наиболее характе рными эрозионными повреждениями рабочих лопаток являются изн ос входных кромок лопаток последних ступеней, износ выходны х кромок лопаток последних ступеней и абразивный износ рабочих ло паток первых ступеней турбин.

35

Цели обучения

1.Изложить назначение и состав турбины Ê-1000-60/1500-2.

2.Привести технические характеристики турбины Ê-1000-60/1500-2.

3.Объяснить тепловую схему турбоустановки.

4.Описать устройство опор подшипников, цилиндров высоког о и низкого давлений.

5.Объяснить организацию влагоудаления в ЦВД и ЦНД.

6.Указать предельные значения показателей теплового и механического состояния турбоагрегата.

Объяснить назначение, устройство и эксплуатацию турбины К-1000-60/1500-2.

36

Назначение

Турбина типа К-1000-60/1500-2 производственного объединения ХТГЗ - паровая, конденсационная, четырехцилиндровая (структур ная схема “ЦВД + три ЦНД”), без регулируемых отборов пара, с сепарацие й и однократным двухступенчатым паровым промежуточным пере гревом (отборным и свежим паром). Турбина выполнена с дроссельным парораспределением.

Турбина выпущена для работы на двухконтурной АЭС в монобл оке с водоводяным реактором ВВЭР-1000.

Турбина К-1000-60/1500-2 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-1000-4УЗ (ПО “Электросила”), монтируемого на общем фундаменте с турби ной. Мощность турбогенератора - 1000 МВт, напряжение на клеммах - 24 000 В.

Состав

Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндро вый агрегат и состоит из цилиндра высокого давления (ЦВД), тре х цилиндров низкого давления (ЦНД-1,2,3), пяти опор подшипников , трех конденсаторов, ресиверов, органов парораспределени я и регулирования, системы маслоснабжения.

Турбоагрегат снабжен установками: сепарационно-перегревательной; конденсационной; регенеративной.

Турбина имеет нерегулируемые отборы пара на регенератив ные подогреватели высокого и низкого давления и деаэратор, на приводные турбины питательных насосов, на теплофикацион ную водонагревательную установку и на технологические нужд ы блока.

По сравнению с турбиной К-1000-60/1500-1 длина турбины К-1000-60/1500-2 сокращена с 57,4 до 52,2 метров, а масса с конденсаторами уменьшена на 350 тонн. Путем использования специальных мер при опирании турбины на фундамент заводу - изготовителю удалось вернуться к традиционному подваль ному расположению конденсаторов, обеспечивающему более прос тую компоновку турбоагрегата и вспомогательного оборудован ия.

Валопровод турбоагрегата состоит из роторов четырех цил индров и ротора генератора. Каждый из роторов уложен в два опорных подшипника. Вкладыши опорных подшипников имеют сферичес кую наружную поверхность. Все корпуса подшипников выполнены выносными, опирающимися на ригели. Корпуса подшипников, расположенные между цилиндрами, содержат по два опорных вкладыша соединяемых роторов. Таким образом, роторы турби ны опираются на восемь опорных подшипников скольжения, расположенных в пяти выносных опорах. Во второй опоре меж ду ЦВД и ЦНД-1 дополнительно установлен симметричный упорный подшипник с механической системой выравнивания нагрузк и между упорными колодками.

Для соединения роторов используются жесткие муфты, полум уфты которых откованы заодно с концевыми участками валов. Наса дную полумуфту имеет только ротор генератора. Между полумуфта ми роторов генератора и ЦНД-3 установлен промежуточный вал, н а котором размещены кулачки обгонной муфты валоповоротно го устройства.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор с частотой 1/7 об/мин. Валоповоротное устройство (ВПУ) представляет собой двухступенчатый редуктор со встроен ной обгонной муфтой. Приводом ВПУ служит мотор-редуктор. С цел ью уменьшения мощности привода валоповоротного устройства и предотвращения износа вкладышей подшипников при работе валоповорота, предусмотрен гидростатический подъем рот оров

37

турбины и генератора путем подачи масла высокого давлени я в каждый опорный подшипник от специальных насосов.

Конструкция турбины предусматривает удаление влаги из п роточной части таким образом, чтобы влажность пара при эксплуатаци и была на возможно низком уровне.

Турбина снабжена устройством для орошения внутренних по лостей выхлопных патрубков ЦНД для предотвращения их чрезмерно го нагрева во время режимов малых нагрузок и холостого хода.

Тепловое расширение турбины организовано следующим обр азом. Все корпуса подшипников, как указывалось выше, являются выносными и зафиксированы на фундаментных рамах с помощь ю продольных и поперечных шпонок. Совмещение вертикальных плоскостей корпусов подшипников и цилиндров турбины осуществлено посредством вертикальных шпонок, располож енных между ними. Корпус ЦВД зафиксирован на приливах корпуса переднего подшипника поперечными шпонками, установленн ыми между лапами и их опорными поверхностями. Другие лапы ЦВД свободно скользят по опорным поверхностям второго корпу са подшипника. Корпуса ЦНД не имеют силовой связи с корпусам и подшипников. Фикспункт ЦНД организован посредством двух поперечных шпонок, установленных под торцевыми лапами ЦН Д и фундаментными рамами.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Система подвода и отсоса пара из концевых лабиринтовых уплотнений работает автоматически и обеспечивает отсут ствие протечек пара из уплотнений в машинный зал. Корпуса конце вых уплотнений ЦНД крепятся к опорам подшипников. С корпусом ЦНД они соединены герметичными гибкими элементами.

Маслоснабжение турбоагрегата обеспечивается тремя электронасосами, один из которых резервный. Масло из масл яного бака подается насосами через маслоохладители в демпферн ый бак, установленный на отметке 32 м. Из демпферного бака масло самотеком поступает в основной коллектор смазки, а затем к подшипникам турбины.

Система автоматического регулирования включает электрогидравлическую и гидравлическую части. Общими дл я этих систем являются исполнительные органы: гидравлические о тсечные золотники и управляемые ими сервомоторы стопорных и регулирующих клапанов. В нормальных условиях работает электрогидравлическая система, а гидравлическая систем а находится в “стерегущем“ состоянии и готова принять на себя все фун кции при неполадках в электрогидравлической системе.

Технические характеристики

38

Тепловая схема турбоустановки

Рассмотрим принципиальную тепловую схему установки.

Свежий пар из парогенераторов подводится к четырем блока м стопорно-регулирующих клапанов (СРК), установленных рядо м с ЦВД. Каждый из блоков СРК включает в себя стопорный клапан диаметром 600 мм, внутри которого расположен регулирующий клапан диаметром 480 мм. После регулирующих клапанов пар поступает в ЦВД через два патрубка диаметром 800 мм в нижней половине корпуса. Это облегчает вскрытие ЦВД перед ремонт ом.

Отвод пара из ЦВД при давлении 11,6 кгс/см2 и влажности 12% осуществляется из четырех патрубков, расположенных в ниж ней половине корпуса. По четырем ресиверным трубам диаметром 1200 мм, выполненным из нержавеющей стали, пар направляется к ч етырем сепараторам-пароперегревателям (СПП). Здесь после сепара ции влаги осуществляется двухступенчатый перегрев пара (в I с тупени - паром первого отбора с давлением 30,4 кгс/см2 и температурой 233,5 ÎС, во II ступени - свежим паром). Конденсат греющего пара СПП поступает в деаэраторы или подогреватели высокого да вления (ПВД-7). Сепарат сбрасывается в подогреватель низкого давл ения ПНД-4, а на энергоблоке ¹4 отводится в тракт основного конде нсата на участке между ПНД-4 и деаэраторами.

Перегретый пар при параметрах 11,1 кгс/см2 è 250 ÎС из каждого СПП по четырем ресиверным трубопроводам диаметром 1200 мм поступает в два ресивера диаметром 1600 мм, на каждом из котор ых установлено по одной стопорной заслонке (для энергоблока ¹4). Из этих ресиверов питаются три ЦНД. Подвод пара к каждому ЦНД осуществляется по двум трубопроводам диаметром 1200 мм. Непосредственно на входе в ЦНД установлены стопорные пов оротные заслонки. Участки паропроводов между СПП и цилиндрами низ кого давления выполнены из углеродистой стали, на них установл ены группы линзовых компенсаторов со стяжками, обеспечивающ ие необходимую свободу расширения.

Отработанный пар из цилиндров низкого давления направля ется в конденсаторы. Из каждого ЦНД пар поступает в свой конденс атор с охлаждающей поверхностью 33 160 м2. Расход охлаждающей воды 169 800 м3/÷àñ.

Регенеративная система турбоустановки состоит из четыр ех ПНД поверхностного типа, деаэратора и двух ПВД. Для повышения экономичности конденсат греющего пара из ПНД-1 и ПНД-3 закачивается дренажными насосами в конденсатный тракт. Д авление в деаэраторе при номинальной нагрузке 6 кгс/см2.

Питательная вода в ПВД подается двумя турбопитательными насосами мощностью около 11 МВт каждый. Приводная турбина питается перегретым паром, отбираемым за СПП, и имеет собственный конденсатор.

Опоры подшипников

В передней опоре (опора ¹1) расположены: опорный подшипник диаметром 560 мм, маслоотбойник, датчики частоты вращения ротора, импульсный насос, маслопроводы регулирования, уст ройство для перемещения датчика относительного расширения, вибр одатчики, датчики прогиба ротора ЦВД.

Импульсный двухступенчатый насос центробежного типа яв ляется гидродинамическим датчиком скорости для системы регули рования. Насос состоит из корпуса, рабочих колес, уплотнительных к олец с баббитовой заливкой. Масло к насосу поступает из демпферн ого бака по отдельному трубопроводу, что обеспечивает постоянное давление на всасывании насоса.

39

Тепловая схема турбоустановки с турбиной К-1000-60/1500-2

На передней стенке опоры ¹1 установлены регулятор скорост и, электрогидравлический преобразователь; на площадках у горизонтального разъема опоры - защитные устройства, на с редней крышке - золотники автоматов безопасности.

Для удобства работы с узлами регулирования, расположенны ми внутри опоры, на стенках опоры имеются окна, закрываемые крышками. На средней крышке опоры имеются окна для доступ а к автомату безопасности и датчику относительного расшире ния.

В опоре между ЦВД и ЦНД (опора ¹2) расположены: упорный подшипник, опорные подшипники диаметрами 560 мм и 800 мм, маслоотбойники и со стороны генератора - концевое уплотне ние ЦНД с линзовым компенсатором.

40

В опорах между ЦНД-1 и ЦНД-2 (опора ¹3) и между ЦНД-2 и ЦНД- 3 (опора ¹4) расположено по два опорных подшипника диаметро м 800 мм, маслоотбойники и концевые уплотнения ЦНД с компенсаторами.

В опоре между ЦНД-3 и генератором (опора ¹5) расположены: опорный подшипник ротора ЦНД-3 диаметром 800 мм, опорный подшипник ротора генератора диаметром 750 мм, маслоотбойни ки, валоповоротное устройство, концевое уплотнение ЦНД с компенсатором.

Опоры выполнены сварными из проката углеродистой стали и литых полуколец под подшипниками и колесом валоповоротного устройства. По горизонтальному разъему опоры закрываютс я несколькими крышками, соединенными между собой по вертикальным разъемам.

Опора ¹1 может перемещаться в осевом направлении относите льно фундаментной рамы, опоры ¹¹2, 3, 4,5 - неподвижны. Опоры ¹¹1 и 2 в нижней части имеют Т-образные выступы-зацепы, обеспечивающие осевое перемещение ЦВД без расцентровки при тепловом расширении.

Подвод и слив масла, подвод масла высокого давления, отвод масляных паров, вывод электропроводов осуществляются че рез патрубки в боковых стенках опор. Разводка труб, подводящи х масло к опорным подшипникам, выполнена внутри опоры. На подводах масла ко всем опорным подшипникам турбины установлены дроссельные шайбы. Слив масла из упорного подшипника регулируется дроссельной шайбой, установленной на сливн ой трубе внутри опоры.

На крышках каждой опоры имеются баки для аварийной смазки подшипников на время выбега ротора при неработающих насо сах системы маслоснабжения. В каждом отсеке бака аварийной см азки установлены дозирующие трубы с вмонтированными в них лепестковыми клапанами для уменьшения расхода масла в аварийные баки при нормальной эксплуатации. Масло в авари йные баки подается по внутренним каналам опоры. На крышках аварийных бачков имеются смотровые окна.

Для выкатывания нижних половин вкладышей при осмотре и ремонте у каждого опорного подшипника установлен гидрод омкрат с устройством механической фиксации положения поршня пос ле подъема ротора на необходимую высоту.

Цилиндр высокого давления

ЦВД выполнен двухпоточным, симметричным. Каждый из потоко в включает семь ступеней рабочих лопаток.

Ротор

Ротор высокого давления - двухопорный, жесткий, сварно-ков аный, состоящий из четырех частей. Материал ротора - хромомолибденовая сталь. Средняя часть ротора выполнена со сравнительно тонкой стенкой заодно с дисками. Такую конст рукцию ротора иногда называют барабанной. Примерно одинаковая толщина корпуса и барабана позволяет уменьшить относите льное расширение ротора и статора в переходных режимах.

На хвостовиках ротора выполнены шейки опорных подшипник ов диаметром 560 мм, проточки концевых лабиринтовых уплотнени й и маслоотбойников. На концевом участке ротора со стороны ЦН Д заодно с валом выполнен гребень упорного подшипника диам етром 950 мм и фланец муфты соединения роторов. На фланце РВД со стороны генератора расположен гребень датчика осевого с двига. Хвостовик стороны регулятора выполнен с гребнем для датч ика относительного расширения ротора. К ротору со стороны рег улятора