/
Автор: Крюков В.И. Кирюхин В.И. Тараненко Н.М. Огурцова Е.П. Лавров Е.И. Варакушев В.А.
Теги: тепловые двигатели в целом получение, распределение и использование пара паровые машины паровые котлы теплоэнергетика теплотехника энергетика электроэнергетика паровые турбины турбины энергоатомиздат
Год: 1987
Текст
ПАРОВЫЕ
ТУРБИНЫ
малой
мощности
КТЗ
[g
МОСКВА ЭНЕРГО АТОМИЗДАТ 1987
ББК 31.363
П 18
УДК 621.165
Рецензент Б М Трояновский
Авторы: В. II. Кирюхии, Н. М. Тараиеико, Е. П. Огурцова,
В И Крюков. В. И. Кургузииков, Е И. Лавров, В А Вара-
кушев
Паровые турбины малой мощности КТЗ /
П 18 В. И. Кирюхин, Н. М. Тараненко, Е П. Огурцова
и др. — М • Энергоатомиздат, 1987. — 216 с.: ил
Описаны конструктивные особенности паровых турбин, выпуска-
емых КТЗ для привода электрогенераторов и питательных насосов
энергоблоков большой мощности. Приведены принципиальные схемы
турбоустаиовок и их основные параметры. Рассмотрены конструкции
основных узлов и деталей турбин, вспомогательного оборудования,
систем автоматического регулирования и защиты. Особое внимание
уделено особенностям монтажа, наладки и эксплуатации турбин раз
личных типов.
Для инженеров и техников энергетиков, занятых эксплуатацией
ремонтом, монтажом и наладкой паровых турбин
2303020100-035
П 051(01)-87
224-87
ББК
© Энергоатомиздат, 1987
Посвящается памяти первого
главного конструктора КТЗ
Николая Михайловича Молошного
ПРЕДИСЛОВИЕ
Книга знакомит с особенностями
конструкции турбин и турбинных ус-
тановок малой мощности, выпускае-
мых производственным объединени-
ем «Калужский турбинный завод»
(КТЗ).
Турбины малой мощности во мно-
гих случаях эксплуатируются в от-
ца ленных регионах страны и в изо-
лированных условиях, поэтому авто-
ры книги стремились дать информа-
цию, необходимую для обслужива-
ния и проведения наладок, обеспе-
чивающих высокий уровень эксплуа-
тации, а также информацию о воз-
можностях более эффективного ис-
пользования турбин малой мощности
при проектировании различных энер-
гопотребляющих производств.
Большое внимание в книге уделе-
но элементам и узлам конструкции,
требующим выполнения проверок и
наладок как в производстве, так и
при эксплуатации и ремонтах. Это в
первую очередь относится к систе-
мам автоматического регулирования
частоты вращения турбины и под-
держания давления в регулируемых
отборах, а также к отдельным си-
стемам регулирования и управле-
ния.
Как известно, наибольшие слож-
ности в эксплуатации турбин малой
мощности вызывают неполадки сис-
тем регулирования, особенно при
существенных отклонениях парамет-
ров и режимов работы от расчетных.
Недостаточно квалифицированная
наладка (или переналадка) системы
может приводить к ограничениям по
использованию даже чисто конденса-
ционных турбин, не говоря уже о
турбинах с одним или двумя регули-
руемыми отборами пара или о турби-
нах с п роти вод явлением. Существен-
ным является также ухудшение ди-
намических качеств системы регули-
рования при резких изменениях наг-
рузок, быстрых пусках и т. д. Извест-
ные сложности возникают также при
недостаточном уровне подготовки и
эксплуатации систем маслоснабже-
ния н локальных автоматических
систем регулирования и защиты. По-
этому в книге этим вопросам уделе-
но повышенное внимание с целью
дать обслуживающему н наладочно-
му персоналу малых и часто изоли-
рованных электростанций представ-
ление о методах самостоятельной
эффективной наладки этих систем в
способах улучшения их эксплуата-
ционной надежности, а также о воз-
можностях более эффективного ис-
пользования турбин малой мощно-
сти при проектировании различ-
ных энергопот ребл я ющнх пропз
водств.
Основное внимание в книге уде-
лено турбинам для привода синх-
ронных генераторов, как правило,
эксплуатирующихся на различных
ведомственных промышленных эле-
ктростанциях в условиях отсутствия
централизованных служб техничес-
кого обслуживания таких электрос-
танций. Поскольку турбины для
привода питательных насосов энер-
гетических блоков большой мощ-
ности эксплуатируются на крупных
электростанциях с высокой квали-
фикацией эксплуатационного персо-
нала, объем материала по этим
турбинам невелик.
В связи с незаконченностью освое-
ния новых систем автоматического
pei у тирован ня частоты вращения и
управления нагрузкой турбин для
привода питательных насосов АЭС
этот материал в книге опущен.
Главы 1—3 посвящены описанию
конструкции турбин, гл. 4 — вспомо-
гательному оборудованию. В гл. 5—
7 и 9 описаны конструкции узлов
системы регулирования, их работа и
наладка на стенде. В гл. 8 дано
описание системы маслоснабжения.
Глава 10 посвящена монтажу и на-
ладке систем регулирования на ра-
ботающей турбине, а также вопро-
сам эксплуатации и надежности ра-
боты турбин.
Целый ряд данных приведен в
качестве руководящего или справоч-
ного материала непосредственно
для практической работы.
В подборе материала и подготов-
ке рукописи большую помощь авто-
рам оказали сотрудники специаль-
ного конструкторского бюро, экспе-
риментального и монтажного отде-
лов КТЗ, которым авторы глубоко
признательны. Глубокую благодар-
ность авторы приносят И. К. Назаро-
ву, принявшему активное участие в
создании заводских исследователь-
ских лабораторий и в становлении
КБ завода.
Изложение результатов много-
летних исследований, воплощенных
в конструктивные решения и обоб-
щение опыта проектирования, про-
изводства и эксплуатации паровых
турбин малой мощности различного
назначения и является главной за-
дачей настоящей книги.
Главы 1—3 написаны В. И. Крю-
ковым, гл. 4 — Е. И Лавровым и
В. И. Кургузниковым, гл. 5—9 —
Н. М. Тараненко, Е. П. Огурцовой,
В. И. Кургузниковым, гл. 10 —
В. А. Варакушевым, Е. П. Огурцо-
вой и Н. М. Тараненко.
Общее руководство, подбор ма-
териала, написание отдельных раз-
делов книги и ее редактирование
выполнены В. И. Кирюхиным.
Замечания и пожелания по со-
держанию книги просьба направ-
лять по адресу: 113114, Москва,
М-114, Шлюзовая наб., 10, Энерго-
атом издат.
Авторы
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
КТЗ — производственное объединение
«Калужский турбинный завод»
ДМ3 — производственное объединение
«Ленинградский металлический за-
вод»
ХТЗ— производственное объединение
атомного машиностроения «Харь-
ковский турбинный завод»
ЧВД, ЧСД, ЧНД — части высокого, сред-
него и низкого давления
КПД— коэффициент полезного действия
ПТЭ—правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей
САР—система автоматического регули-
рования
ТД— трансформатор давления
РД— регулятор давления
ОС—обратная связь сервомотора
ОЗ—отсечной золотник
ВПУ — валоповоротное устройство
В связи с эксплуатационной направ-
ленностью книги и отсутствием приборов,
градуированных в СИ, в тексте использует-
ся техническая система единиц и система
единиц, основанная на применении кало-
рии, при этом давление пара указывается
абсолютное, а давления масла, воды и ука-
занное в паспорте настройки (карте конт-
роля) давление пара — избыточные.
Перевод принятых единиц в СИ приво-
дится ниже.
Величина Соотношение единиц
Давление . . 1 кгс/см2=9,81 • 104 Па
Сила .... 1 кгс = 9.81 Н
Энергия ... 1 ккал/кВт-ч =
= 4,1868-103 Дж/(кВт-ч)
4
ВВЕДЕНИЕ
Современная отечественная
энергетика развивается в соответст-
вии с долгосрочной Энергетической
программой строительства мощных
ТЭС, ТЭЦ и АЭС. В то же время
Энергетическая программа СССР
предусматривает экономию энерго-
ресурсов во всех сферах их исполь-
зования.
Одним из существенных и хоро-
шо освоенных во многих отраслях
народного хозяйства способов эко-
номного использования топлива яв-
ляется комбинирование выработки
теплоты и электрической энергии,
наиболее эффективное при примене-
нии паровых турбин с противодав-
лением и регулируемыми отборами
пара, в меньшей степени — конден-
сационных турбин с регулируемыми
отборами пара, работающих на раз-
личных потребителей механической
энергии.
Высокоэффективно использова-
ние турбин для выработки механи-
ческой работы при включении их в
технологические циклы энергоемких
производств различных продуктов
химической, нефтеперерабатываю-
щей, пищевой, металургической и
других отраслей промышленности.
Во многих случаях тепловые
потребители в промышленности раз-
розненны, потребление теплоты
нестабильно во времени. Несмотря
на это, применение комбинирован-
ных схем экономически оправданно
даже при их малых установленных
мощностях и они широко использу-
ются во всех странах мира при
мощностях турбин от сотен кило-
ватт до десятков мегаватт, а число
эксплуатируемых установок в СССР
и других странах достигает многих
тысяч единиц при большом количе-
стве типоразмеров.
Высокий технический уровень
паровых турбин по экономичности и
надежности, маневренность, а так-
же хорошая приспосабливаемость
к различным тепловым схемам и
потребителям механической энергии
(синхронным генераторам, насосам,
воздуходувкам, компрессорам и
др.), в том числе и при широких
диапазонах изменения параметров
пара и частоты вращения, значи-
тельно расширили диапазон приме-
нения паровых турбин малой мощ-
ности. Они широко используются в
качестве привода питательных насо-
сов и воздуходувок электростанций
с турбинами большой мощности,
привода компрессоров при рифор-
минге бензина, насосов и компрес-
соров в производстве удобрения и
сырья для химической промышлен-
ности и т. д.
Освоение севера и северо-востока
СССР также базируется на энергии
паротурбинных электростанций ма-
лой мощности с тепловыми потреби-
телями, а иногда и на использова-
нии чисто конденсационных схем.
На атомных ледоколах и про-
мысловых судах для бортового
энергообеспечения, от которого тре-
буется особо высокая надежность,
используются также турбины малой
мощности.
В СССР производство паровых
турбин малой мощности в довоен-
ные и первые послевоенные годы
базировалось на нескольких заво-
дах и было дополнительным к
основной номенклатуре с малым
5
объемом выпуска и большим раз-
нообразием конструктивных типов.
С 1950 г. производство паровых
турбин малой мощности начало
концентрироваться на Калужском
турбинном заводе, что позволило
организовать проектирование и
производство их на более высоком
уровне и обеспечить существенное
повышение технических характерис-
тик.
Паровые турбины малой мощ-
ности имеют следующие особеннос-
ти: малые объемные расходы пара,
разрозненность мест эксплуатации
и отсутствие централизации техни-
ческой политики, повышенные тре-
бования к обеспечению высокой экс-
плуатационной надежности, повы-
шенная удельная трудоемкость и
металлоемкость. Для разработки
турбин с учетом этих особенностей
на заводе были развернуты исследо-
вательские лаборатории, позволив-
шие дополнить и развить опыт боль-
шой энергетики в ряде направлений,
особенно существенных для паровых
турбин малой мощности.
В первую очередь были развер-
нуты исследования ступеней и ком-
пактных проточных частей турбин с
большими теплоперепадами и боль-
шой влажностью. Были исследованы
на экспериментальных стендах и
опытных турбинах десятки проточ-
ных частей и сотни конструктивных
вариантов, что позволило сущест-
венно поднять КПД турбин малой
мощности и улучшить их компакт-
ность [4, 8, 23, 30—32]. Особенно
важной на этом этапе была совмест-
ная работа с проблемной лаборато-
рией паровых и газовых трубин Мос-
ковского энергетического института,
руководимой чл.-кор. АН СССР
проф. А. В. Щегляевым и заведую-
щим газодинамическим отделом
этой лаборатории — проф. М. Е.
Дейчем. Результатом этой совмест-
ной работы явилось создание второ-
го поколения высокоэффективных
профилей дозвуковых и сверхзвуко-
вых турбинных решеток и серии вы-
сокоэкономичных турбинных сту-
6
пеней и компактных проточных час-
тей.
Развернутые заводом и сущест-
венно усиленные в связи с производ-
ством широкорежимных приводных
паровых турбин исследования дина-
мики роторов, лопаток и элементов
лопаточных аппаратов, выполнен-
ные на десятках роторов и сотнях
лопаток при условиях, максималь-
но приближенных к эксплуатацион-
ным, а также непосредственно в
эксплуатации, позволили резко
снизить и стабилизировать вибраци-
онное состояние турбин и повысить
эксплуатационную надежность ро-
торов, лопаточных аппаратов и
рабочих лопаток. При этом надеж-
ность рабочих лопаток, например,
приводных турбин повышена до со-
тен тысяч часов наработки на отказ,
а собственно турбин — до десятков
тысяч часов.
Новые конструктивные формы
сборных роторов потребовали при-
менения автофретирования дисков
и новой технологии производства их
элементов, что, в свою очередь, по-
высило динамическую стабильность
роторной группы [11].
Динамические исследования под-
шипников позволили решить за-
дачу создания подшипниковых уз-
лов с управляемой (переменной) ди-
намической жесткостью, что расши-
рило диапазоны применения привод-
ных турбин с гибкими роторами.
Наиболее уязвимыми в процессе
эксплуатации турбин и особенно
турбин малой мощности являются
системы автоматического регулиро-
вания частоты вращения и давления
пара в отборах.
Созданная заводом однонасос-
ная автоматическая система регули-
рования частоты вращения паровой
турбины малой мощности при блоч-
ном исполнении гидравлических ор-
ганов преобразования и усиления
информации позволила существенно
повысить качество этой системы: по-
высить надежность системы до уров-
ня, обеспечивающего в ряде случаев
наработку до 10 лет без регламентов
и переналадок; упростить и умень-
шить габариты системы и ее элемен-
тов; упростить и привести к логи-
ческому единообразию все опера-
ции — от разработки до проверки
такой системы, даже в случае наи-
более сложного применения — трех-
параметровых связанных систем
(турбины типа ПТ); упростить пе-
рестройку системы в случае исполь-
зования в изменившихся условиях.
Расчет и перестройку системы мо-
жет выполнить инженер средней
квалификации в условиях электро-
станции [12].
Повышенная надежность и прос-
тота турбин малой мощности во мно-
гих случаях допускают эксплуата-
цию без местного обслуживания.
Особенности теплообменного
оборудования турбин малой мощ-
ности потребовали также отыскания
более простых, менее металлоем-
ких конструкций с большим саморе-
гулированием.
Проведенные заводом исследова-
ния в этом направлении позволили
создать более эффективные парост-
руйные и маслоструйные эжекторы,
маслоохладители, подогреватели и
конденсаторы [13, 33].
Максимально блочное исполне-
ние турбин малой мощности обеспе-
чивает высокий уровень монтажа и
ввод в эксплуатацию установок с
малыми трудовыми затратами. По
этой причине турбины, особенно
для отдаленных районов, выпускают
максимально агрегатированными, и,
как подсказывает опыт, несмотря на
некоторое усложнение перевозок,
это себя оправдывает.
Основные тенденции развития
паровых турбин малой мощности,
которые наметились в последние го-
ды:
увеличение объема внедрения в
энергосберегающую технологию,
увеличение типажа и диапазонов
параметров;
более тесная увязка параметров
с технологическими процессами, в
которых участвуют турбины (т. е.
переход к индивидуальному проек-
тированию при глубокой унифика-
ции) ;
дальнейшее повышение эффек-
тивности за счет повышения КПД
процесса преобразования энергии в
турбине и лучшей увязки с условия-
ми эксплуатации;
дальнейшее повышение надеж-
ности и срока службы турбины и ее
оборудования, упрощение эксплуа-
тации;
повышение степени блочности,
упрощение монтажа, ремонтов и рег-
ламентов;
повышение маневренности;
полный отказ от местного обслу-
живания во всех режимах эксплуа-
тации (в том числе и в период пус-
ков и вывода из действия).
7
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ТУРБИНЫ КТЗ ДЛЯ ПРИВОДА СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
1.1. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ,
ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ
И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ
Калужский турбинный завод
специализируется на разработке и
производстве энергетических тур-
бин малой и средней мощности,
предназначенных для промышлен-
ных и коммунальных электростан-
ций, строящихся в странах как с
умеренным, так и тропическим кли-
матом, на Крайнем Севере, а также
Таблица 1.1. Номенклатура серийно
выпускаемых КТЗ паровых турбин,
предназначенных для привода синхронных
электрических генераторов
по ГОСТ 3618-82
Тип турбины Номинальная мощность, кВт Начальные параметры пара
Давление, МПа Темпера- тура, °C
ПТ-25/30-90/10М 25 000 8,83 535
ПТ-12/15-35/1 ОМ 12 000 3,43 435
П6-35/5М 6 000 3,43 435
ПР-12-90/15/7М 12 000 8,83 535
ПР-6-35/15/5М 6 000 3,43 435
ПР-6-35/10/5М 6000 3,43 435
ПР-6-35/10/1.2М 6 000 3,43 435
ПР-6-35/5/1.2М 6 000 3,43 435
Р-12-90/31М 12 000 8,83 535
Р-12-90/18М 12 000 8,83 535
Р-12-35/5М 12 000 3,43 435
Р-6-35/ЮМ 6 000 3,43 435
Р-6-35/5М 6 000 3,43 435
P-6-35/3M 6 000 3,43 435
P-4-35/I5M 4 000 3,43 435
Р-4-35/5М 4 000 3,43 435
P-2.5-35/3M 2 500 3,43 435
Р-2.5-15/6М 2 500 1,47 350
Р-2,5-15/ЗМ 2 500 1,47 350
Примечания: 1. Частота вращения ро-
тора 3000 об/мин. 2. Индекс «М> добавлен к обо-
значению типа турбины по ГОСТ 3618-82 после
проведения модернизации с повышением технико-
экономических показателей.
8
используемых на промысловом фло-
те.
При создании конструкций тур-
бин для привода генераторов и тур-
боустановок большое внимание уде-
лялось их комплексной отработке в
условиях, максимально приближен-
ных к эксплуатационным. Для этого
в лабораториях завода имеются ис-
пытательные стенды, располагаю-
щие энергетическими ресурсами и
позволяющие проводить испытания
турбин под полными нагрузками при
неограниченном времени работы и с
получением достаточно большого
объема информации по параметрам
надежности, эффективности и уп-
равления.
Для отработки головных образ-
цов турбин широко используется
ТЭЦ завода, где прошли длитель-
ные испытания головные образцы
нескольких типов турбин для приво-
да генераторов, а также испытаны
многие новые конструкции отдель-
ных их элементов при длительной
эксплуатации.
На рис. 1.1 показана одна из та-
ких головных турбин — ПТ-25/30-
90/10, установленная на ТЭЦ заво-
да для длительных эксплуатацион-
ных испытаний.
Для привода синхронных генера-
торов завод выпускает конденса-
ционные турбины, конденсационные
турбины с одним регулируемым от-
бором пара, конденсационные тур-
бины с двумя регулируемыми отбо-
рами пара, турбины с противодав-
лением и регулируемым отбором па-
ра, турбины с противодавлением без
регулируемого отбора пара.
Типы турбин, выпускаемых заво-
дом в соответствии с ГОСТ 3618-82
приведены в табл. 1.1.
Поставки паровых турбин в тро-
пическом исполнении, турбин для
включения в технологические линии
сахарной, целлюлозно-бумажной,
нефтехимической отраслей промыш-
ленности, передвижной энергетики,
для кито-и крабобаз, атомных ледо-
колов «Ленин», «Леонид Брежнев»,
«Сибирь» и других специальных це-
лей, не предусмотренных ГОСТ
3618-82, привели к необходимости
разработки специальных турбин.
Типы этих турбин приведены в табл.
1.2. Основные технические характе-
ристики турбин, выпускаемых КТЗ
по ГОСТ 3618-82, приведены в табл.
1.3—1.5.
В связи с большим разнообрази-
ем турбин КТЗ дать подробное опи-
сание каждого типа не представля-
ется возможным, однако широкая
унификация и типизация конструк-
ций позволяет ознакомиться с их ос-
новными особенностями по пред-
ставленным примерам.
Все турбины КТЗ имеют проточ-
ные части активного типа, для кото-
рых применены современные высо-
коэффективные профили и опти-
мальная организация потока пара.
Конструктивно турбины выпол-
нены в одном корпусе с горизон-
тальным разъемом и одним или дву-
мя технологическими вертикальны-
ми разъемами (кроме турбин с вы-
соким противодавлением типов
Р/12-90/3IM, Р-12-90/18М, не име-
ющих вертикального разъема).
Все турбины имеют сопловое па-
рораспределение, расположенное в
клапанных и сопловых коробках, и
стопорные клапаны, размешенные
Рис. 1.1. Головная турбина ПТ-25/30-90/10 на ТЭЦ по КТЗ
9
Таблица 1.2. Номенклатура паровых
турбин КТЗ для привода синхронных
электрических генераторов
индивидуальных проектов
Тип турбины
ОР-ЗОО-1
ОК-0,75
ОП-075К
ОП-0 7К
П-0.75-35/5
АП-0.75Б
OKI
Р-1,5 15/ЗМ
Р-1,5-35/15
Р-1.5-35/11
Р 1,5-35/1 IT
П-1,5-35/5
АП-1.5Б
Р-1,5-35/184
ОК-ЗЛ
ОК-ЗЛ-01
МК-2 5
Р-2.5-20/2ТК
Р-4-20/2ТК
АК-4-2
К-4-35
К-4-35Т
П-4-35/5
К-6-35М
К -6-35Т
Т-6-35
К-6-35ТК
К-12-35
K-I2-35T
Р-12-90/37Т
ПР 12-80/12/5
ПТ-12-35/13Т
ПТ 25-90/14
к® я * Начальные параметры пара Частота вращения, об/мнн
Л л Ч ь W о X о ф X X 3 я а ге- ора
«3 Ч я Й OVD о я
° ° X ж ° X Н и о X сх н О Ф сха
300 1,47 260 4000 1000
750 1,96 360 6700 1000
750 2,55 295 6700 1000
700 2,35 325 6700 1000
750 3,43 435 8000 3000
750 3,43 435 6700 3000
1 000 2,35 285 6700 1000
1 500 1 ,47 350 3000 3000
1 500 3,43 435 3000 3000
1 500 3,43 435 3000 3000
1500 3,43 435 3000 3000
1 500 3,43 435 8000 3000
1 500 3.43 435 6700 3000
1 500 3,43 435 3000 3000
2 000 2,94 290 3000 3000
2 000 3,73 285 3000 3000
2 500 1,77 180 3000 3000
2 500 1 ,96 320 3600 3600
4 000 1 ,96 320 3600 3600
4 000 3,43 435 3000 3000
4 000 3,43 435 3000 3000
4 000 3.43 435 3000 3000
4 000 3,43 435 3000 3000
6 000 3,43 435 3000 3000
6 000 3,43 435 3000 3000
6 000 3,43 135 3000 3000
6 000 3,43 435 3600 3600
12 000 3,43 435 3000 3000
12 000 3,43 435 3000 3000
12 000 8,83 535 3000 3000
12 000 7,85 480 3000 3000
12 000 3,43 435 3000 3000
25 000 8,83 535 3000 3000
на верхней половине корпуса турби-
ны, независимо от способа фиксации
корпусов турбин относительно пе-
реднего и заднего корпусов подшип-
ников.
Фикспункт турбины относитель-
но фундамента осуществлен систе-
мой поперечных и вертикальной
шпонок (рис. 1.2).
Для конденсационных турбин
вертикальная шпонка расположена
под корпусом заднего подшипника,
т. е. вблизи выхлопного патрубка,
вынесена на поперечную балку фун-
дамента, находящуюся между тур-
биной и генератором, и фиксирует
10
ось выхлопного патрубка. Попереч-
ные шпонки расположены под лапа-
ми выхлопного патрубка. Попереч-
ные (горизонтальные) шпонки до-
пускают свободное решение выхлоп-
ной части в поперечном направле-
нии, вертикальная шпонка — в вер-
тикальном и продольном направле-
ниях.
Для противодавленческих тур-
бин фикспунктом является корпус
заднего подшипника, закрепленный
относительно фундаментной плиты
поперечными и продольной шпонка-
ми. Тепловое расширение турбины в
осевом направлении обеспечивается
гибкой опорой, расположенной в пе-
редней части турбины (под корпу-
сом переднего подшипника или под
лапами корпуса турбины), и на не-
которых турбинах контролируется
прибором теплового расширения.
Прибор контроля теплового расши-
рения размещен в зоне корпуса пе-
реднего подшипника. Тепловые рас-
ширения корпусов в осевом направ-
лении б, мм, для некоторых типов
турбин составляют:
ПТ-25 90/10М 12
ПТ 12-35/ЮМ 7
П 6 35/5 VI 6,5
ПР-12-90/15/7М 9
ПР 6 35 . . . . 5—6
Р-12-90/31М и/18М 6—7
Р-12-35 5М 8
Р-6-35: Р-4-35; Р-2.5-35М: Р-2.5-15 5
Для фиксации корпуса турбины
относительно подшипников приме-
нены два варианта конструкции. В
первом варианте передняя часть
корпуса турбины двумя лапами
свободно опирается на корпус пе-
реднего подшипника и фиксируется
двумя дистанционными болтами.
Дистанционные болты удерживают
лапы от вертикальных перемещений.
Между болтом и специальной шай-
бой предусмотрен тепловой зазор,
равный 0,15—0,20 мм, который поз-
воляет лапам турбины при нагре-
вании расширяться в вертикальном
направлении. Кроме того, корпус
турбины фиксируется относительно
корпуса переднего подшипника вер-
тикальными шпоиками, расположен-
ными сверху и снизу корпуса под-
шипника (иногда только снизу), и
двумя шпонками под лапами корпу-
са, которые подвижно фиксируют
корпус турбины с подшипником и
обеспечивают их центровку при рас-
ширении корпуса турбины в ра-
диальном направлении. Описанное
выше крепление между корпусом
турбины и передним подшипником
относится к турбинам ПТ-25-90/10 М,
Р-12-90/31 М, Р-12-90/18 М, ПР-12-
90/15/7 М, Р-12-35/5 М, Р-4-20/2 ТК,
Р-2,5-20/2 ТК- Во втором варианте
(у турбин Р-6-35, Р-4-35, Р-2,5-35,
Р-2,5-15, ПР-6-35) корпус переднего
опорно-упорного подшипника прик-
реплен к корпусу турбины через по-
луфланец.
Для конденсационных турбин
корпус заднего подшипника выпол-
нен заодно с выхлопной частью тур-
бины и служит одновременно корпу-
сом переднего подшипника генерато-
ра и соединительной муфты. Для тур-
бин ПР-12-90/15/7 М, Р-12-90/31 М,
Р-12-90/18 М, Р-12-35/3 М, Р-4-20/2 ТК
Таблица 1.3. Технические характеристики конденсационных турбин
Характеристика ПТ-25/30-90/10М ПТ-12/I5-35/10VI П-6-35/5М
Мощность, кВт: номинальная 25 000 12 000 6000
максимальная 30 000 15 000 6600
Номинальные начальные параметры пара: абсолютное давление, МПа 8,83 3,43 3,43
температура, °C 535 435 435
Допускаемые диапазоны изменения началь- ных параметров пара в любых сочетаниях: начального абсолютного давления. МПа 8,34—9,32 3,14—3,63 3,14—3,63
температуры, ”С 525—540 420—445 420—445
Частота вращения ротора, об/мин 3000 3000 3000
Регулируемые отборы: производственный: абсолютное номинальное давление, МПа 0,98 0,98 0,49
диапазон изменения давления, МПа 0.78—1,28 0.78—1,28 0,39—0,69
номинальный расход пара, поступающе- го из отбора, т/ч 70 50 40
максимальный расход пара, поступаю- щего из отбора при отключенном ото- пительном отборе, т/ч 120 80 40
отопительный: абсолютное номинальное давление, МПа 0,12 0,12
диапазон изменения давления, МПа 0,07—0,25 0.07—0,25 —
номинальный расход пара, поступающе- го из отбора, т/ч 50 40 —
максимальный расход пара, поступаю- щего из отбора, с одновременным уменьшением отбора пара из производ- ственного отбора, т/ч 70 65
Номинальные расходы пара и теплоты при режимах: с номинальными отборами при номиналь- ных параметрах пара: номинальный расход пара, т/ч 157,0 108,8 54,5
удельный расход пара, кг/(кВт-ч) 6,30 9,00 9,11
удельный расход теплоты, Дж/(кВт-ч) 16 245 24 116 25 121
без отборов при номинальных парамет- рах пара: номинальный расход пара, т/ч 101,5 58,5 26,6
удельный расход пара, кг/(кВт-ч) 4,06 4,87 4,43
удельный расход теплоты, Дж/(кВт-ч) 10 599 12 979 12 100
Максимальный расход пара, т/ч 180 115 66
11
Таблица 1.4. Технические характеристики турбин с противодавлением
и производственным регулируемым отбором пара
Характеристика ПР-12-90/15/ 7М ПР-6-35/15/5М ПР-6-35/10/5М ПР-6-35/10/ 1,2М ПР-6-35/5/ 1.2М
Мощность, кВт: номинальная 12 000 6000 6000 6000 6000
максимальная 15 000 6600 6600 6600 6600
Номинальные начальные параметры пара: абсолютное давление, МПа 8,83 3,43 3.43 3,43 3,43
температура, °C 535 435 435 435 435
Допускаемые диапазоны изменения начальных па- раметров пара в любых сочетаниях: начального абсолютно- го давления, МПа 8,34—9,32 3,14—3,63 3,14—3,63 3,14—3,63 3,14—3,63
температуры, °C 525—540 420—445 420—445 420—445 420—445
Частота вращения ротора, об/мин 3000 3000 3000 3000 3000
Противодавление: номинальное, МПа 0,69 0,49 0,49 0,12 0,12
диапазон изменения противодавления, МПа 0,49—0,88 0,39—0.69 0,39—0,69 0,07—0,25 0,07—0,25
температура при номи- нальном противодавле- нии и номинальной мощности, °C 268 235 243 135 132
Регулируемый отбор: номинальное давление пара, МПа 1,47 1,47 0,98 0,98 0.49
диапазон изменения давления пара в произ- водственном отборе, МПа 1,18—1,77 1,18—1,77 0,78—1,28 0,78—1,28 0,39—0,69
температура при номи- нальном давлении, °C 325 300 298 299 237
номинальный расход пара, поступающего из производственного от- бора, т/ч 75 35 50 50 40
максимальный расход пара, поступающего из производственного от- бора, т/ч 75 50 75 50 40
Номинальные расходы пара прн режимах: без отбора: расход пара, т/ч 100 63,0 64,0 41,5 41.5
удельный расход пара. кг/(кВтч) 8,34 10,19 10,35 6,78 6,8
с отбором: расход пара, т/ч 116,0 83,4 79,8 68,4 54,72
удельный расход пара, кг/(кВтч) 9,68 13,9 13,3 11,4 9,12
Максимальный расход пара, т/ч 120 85 88 71 68
12
Рис. 1.2. Схемы установки турбин:
а — установка конденсационной турбины на
шпонках и гибких опорах; б—установка турбины
с противодавлением с креплением корпуса тур-
бины к корпусу переднего и заднего подшипни-
ков на полуфланцах; в —установка турбины с
противодавлением с креплением корпуса турби-
ны к переднему и заднему подшипникам через
лапы; I — гибкие опоры; 2 — шпонки
корпус турбины двумя лапами
через шпонки опирается на опор-
ные площадки заднего подшип-
ника и дополнительно фиксируется
относительно корпуса подшипника
вертикальными шпонками (у турбин
Р-4-20/2 ТК и Р-2,5-20/2 ТК верти-
кальных шпонок по одной). У тур-
бин ПР-6, Р-6-35, Р-4-35, Р-2,5-35 и
Р-2,5-15 корпус заднего подшипника
крепится болтами к полуфланцам
корпуса турбины.
Все эти турбины имеют объеди-
ненный с насосом-регулятором опор-
но-упорный подшипник. Колесо на-
соса-регулятора является одновре-
менно упорным гребнем подшипни-
ка. На крышке переднего подшип-
ника установлен блок регулирова-
ния, а внутри корпуса подшипника
размещены автоматический затвор
регуляторов (регулятора) безопас-
ности и реле осевого сдвига.
На паропроводах производствен-
ного и теплофикационного отборов
пара из турбины и паропровода про-
тиводавления установлены предо-
хранительные устройства для сбро-
са пара в атмосферу при аварийном
повышении давления:
Номинальное Давление срабатывания
давление, МПа предохранительного
(кгс/см2) клапана, МПа (кгс/см2)
0,12(1,2) 0,29(3)
0,29 (3) 0,49 (5)
0,49 (5) 0,78 (8)
0,69 (7) 1,08 (11)
0,98 (10) 1,47 (15)
1,47 (15) 2,01 (20,5)
1,77 (18) 2,35 (24)
3,04 (31) 3,73 (38)
На выхлопной части корпуса кон-
денсационных турбин установлены
две предохранительные диафрагмы,
срабатывающие при превышении
давления 0,12 МПа.
У турбины с высокими парамет-
рами свежего пара (р0=8,83 МПа,
/О=535°С) к корпусу переднего ла-
биринтового уплотнения прикреплен
алюминиевый отражающий экран,
отполированный со стороны турби-
ны. Экран защищает передний под-
шипник от потока теплоты со сторо-
ны корпуса турбины.
13
Таблица 1.5. Технические характеристики турбин с противодавлением
Тип
Характеристика Р-12-90/31М Р-12 90/I8M P-12-35/SM P-I2-35/5M с Л-10 кг/см2 (1 МПа) Р-6-35/10М
Мощность, кВт: номинальная максимальная Номинальные начальные параметры пара: абсолютное давление, МПа температура, °C Допускаемые диапазоны изменения начальных пара- метров пара в любых соче- таниях: начального абсолютно- го давления, МПа температуры, °C Частота вращения рото- ра, об/мин Номинальное противо- давление МПа: диапазон изменения противодавления, МПа Температура при номи- нальном противодавлении и номинальной мощности, °C Номинальный расход па- ра, т/ч Удельный расход пара, кг/(кВт-ч) Максимальный расход пара, т/ч 12 000 12 300 8,93 535 8,34—9,32 525—540 3000 3,04 2,84—3,24 401 184 15,3 195 12 000 12 800 8,83 535 8,34—9,32 525—540 3000 1,77 1,47—2 06 350 136 11,3 150 12 000 12 800 3,43 435 3,14—3,63 420—445 3000 0,49 0,39—0,69 222 112 9,33 120,3 8400 3,43 435 3.14—3,63 420—445 3000 0.98 0,78—1,27 293 125 14,9 140,3 6000 6600 3,43 435 3,14—3,63 420—445 3000 0,98 0,78—1,27 293 85,4 14,4 105,0
Для обеспечения равномерного
остывания при останове и для обес-
печения повторного пуска через лю-
бое время после останова на турби-
не предусмотрено ВПУ, позволяю-
щее периодически поворачивать ро-
тор турбины. ВПУ размещено на
крышке заднего подшипника. Для
турбоагрегатов мощностью от 6 до
25 тыс. кВт применено ВПУ с гид-
равлическим приводом, а мощ-
ностью 2,5—4 тыс. кВт — ручное.
Время поворота вала на 180° выби-
рается таким, чтобы изгиб вала был
в пределах допустимого, при кото-
ром возможен безопасный пуск тур-
бины, т. е. 0,03—0,05 мм. При ВПУ
с гидравлическим приводом обеспе-
чивается непрерывное медленное
вращение ротора с частотой пример-
но 0,5—2 об/мин. При малой частоте
вращения во вкладышах подшипни-
ков нарушается масляная пленка и
14
возникает полусухое трение, вызы-
вающее износ баббитовой заливки
вкладышей, что ограничивает время
работы ВПУ, которое в связи с этим
для различных турбин различно.
Оно зависит от начальных парамет-
ров пара, конструкции турбины и
срока, на который остановлена ма-
шина. Так, например, для турбины
ПТ-25/30-90/10М выбран следую-
щий режим работы ВПУ: для пре-
дотвращения подплавления бабби-
товой заливки после останова тур-
бины несколько часов (4—6 ч) ро-
тор вращается с помощью ВПУ, а
затем он поворачивается на 180° че-
рез определенные промежутки вре-
мени: вначале через 15—20 мин в
течение 4 ч, далее поворот ротора на
180° производится через каждые
30 мин в течение 6 ч, а затем через
каждые 6ч в течение 18—24ч. Под-
шипники при этом смазывают от
турбины
Р-6-35/5М P-6-35/3M P-4-35/I5M Р-4-35/5М P-2.5-35/3M Р2.5-15/6М Р-2,5-15,ЗМ
6000 6400 6000 6600 4000 4400 4000 4300 2500 2750 2500 3000 2500 3000
3 43 435 3,43 435 3,43 435 3 43 435 3,43 435 1,47 350 1 47 350
3,14 -3,63 420—445 3,14—3,63 420—445 3,14—3,63 420—445 3.14—3,63 420—445 3,14—3,63 420—445 1,18—1,77 До 250 1,18—1.77 До 250
3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
0,49 0,29 1,47 0,49 0,29 0,59 0,29
0,39—0.69 0.20—0 39 1,18—1,77 0,39—0,69 0,20—0 39 0,39—0,59 0,20—0,29
226 186 338 231 200 257 193
58,7 49,5 83,2 40.6 22,3 58,0 31,88
9,8 8,25 20,8 10,15 8.9 23,2 12,75
74,0 54,0 100.0 55,0 27,0 69.6 38,25
стояночного или аварийного масля-
ного насоса. Прокачка масла после
окончания поворота ротора произ-
водится в течение 4—6 ч. Более пол-
ные данные о работе ВПУ каждого
типа турбины приведены в инструк-
циях по эксплуатации.
Роторы всех турбин для привода
генератора гибкие, их основные ди-
намические характеристики приве-
дены в табл. 1.6. Ротор, как прави-
ло, состоит из гладкого вала и наса-
женных с натягом плоских дисков с
рабочими лопатками. На конце вала
ротора имеется полумуфта для сое-
динения ротора турбины с ротором
генератора. На валу между дисками
выполнены проточки под диафраг-
менные лабиринтовые уплотнения.
Корпус турбины имеет с обеих сто-
рон выхода вала ротора концевые
лабиринтовые уплотнения.
Для турбоагрегатов с парамет-
рами свежего пара р0=8,83 МПа,
/О = 535°С в случае повышения давле-
ния пара до 9,81 МПа, а температу-
ры до 545°С допускается работа тур-
бины в течение не более получаса
(при общей наработке турбины на
этих параметрах не более 200 ч в
год).
Для турбоагрегатов с параметра-
ми свежего пара р0 = 3,43 МПа,
/0 = 435°С в случае повышения дав-
ления пара до 3,9 МПа, а температу-
ры до 450°С допускается работа тур-
бины в течение не более получаса,
причем общая продолжительность
работы турбины на этих параметрах
не должна превышать 200 ч в год.
Все горячие части корпусов тур-
бины и стопорного клапана закрыва-
ются поверх теплоизолирующего
слоя специальной обшивкой из лис-
15
Таблица 1.6. Расчетные критические частоты вращения, об/мин,
роторов некоторых турбоагрегатов (на жестких опорах)
Тип турбины Ротор турбины с отсоединенным ротором генератора Система роторов (ротор турбины, соединенный с ротором генератора)
Форма колебаний Форма колебаний
1 П 1 II III IV
ПТ-25-90/10М 1690 6 060 1920 2040 5987 —-
ПТ-12-35/10М 1740 6 476 1640 1830 5270 -—
П-6-35/5М 1580 5 820 1856 2107 6210 6980
П Р-12-90/15/7 М 1486 6950 1810 2023 5270 —
ПР-6-35/5/1.2М 2976 — 1964 3515 — —--
ПР-6-35/10/1.2М 3143 — 1964 3660 — -—
ПР-6-35/10/5М 2820 .— 2320 3540 — —
ПР-6-35/15/5М 2820 —. 2320 3540 — —
Р-12-90/31М, Р-12-90/18М 3090 10 000 1820 3885 — —
Р-12-35/5М 1844 — 1810 2500 5270 —
Р-6-35/10М 3100 — 1900 3730 —- —
Р-6-35/5М 2780 — 1860 3240 —- —
P-6-35/3M 2770 —. 2060 3500 — —
Р-4-35/15М 2210 —. — — — —
Р-4-35/5М 2170 — — — — —
товой стали. При работе турбины
температура поверхности обшивки
не выше 50° С.
1.2. КОНДЕНСАЦИОННЫЕ ТУРБИНЫ
КТЗ разработаны конденсацион-
ные турбины для привода электриче-
ских генераторов типов К-12-35,
К-12-35Т, К-6-35, К-6-35Т, К-4-35Т,
АК-4-2, АК-4-3, АК-4-4, МК-2.5,
ОК-1, ОК-ЗЛ, которые можно услов-
но разбить на четыре группы:
1) турбины для работы в тропиче-
ском климате (К-12-35Т, К-6-35Т,
К-6-35ТК и К-4-35Т); 2) турбины
для энергопоездов (АК-4-2, АК-4-3,
АК-4-4); 3) турбины для умеренно-
го климата (К-12-35, К-6-35,
МК-2,5); 4) турбины для электро-
станций атомных ледоколов
«Ленин», «Леонид Брежнев», «Си-
бирь» (ОК-1, ОК-ЗЛ).
Также были разработаны кон-
денсационные турбины с теплофика-
ционными и производственными от-
борами пара типов Т-6-35,
П-6-35/5М, П-2.5-35/5М, П-1,5-35/5,
П-0,75-35/5, ПТ-25-90/14, ПТ-25-90/
ЮМ; ПТ-12-35/10М, ПТ-12-35/13Т и
ОП-0.7К, ОП-0.75К (для крабо- и ки-
тобаз).
16
Однако в связи с развитием теп-
лофикации и увеличением мощности
промышленных станций к началу
70-х годов производство большинст-
ва типов конденсационных турбин
прекращено и в серийном производ-
стве сохранились лишь турбины
ПТ-25-90/10М, ПТ-12-35/1 ОМ и
П-6-35/5М (см. табл. 1.1—1.3). Поэ-
тому ниже приведены дополнитель-
ные данные только по этим турби-
нам, характерным для данной груп-
пы, а также турбинам ОП-0,75 К и
ок-зл.
Турбина ПТ-25130-901ЮМ
(рис. 1.3 и табл. 1.3) активного ти-
па, имеет два регулируемых (про-
изводственный и теплофикацион-
ный) и три нерегулируемых отбора
пара для регенеративного подогрева
питательной воды. Эта турбина
предназначена для привода синхрон-
ного электрического генератора ти-
па ТВС-30 мощностью 30 000 кВт с
частотой вращения 3000 об/мин, а
также для снабжения тепловых по-
требителей паром из регулируемых
отборов.
Проточная часть турбины состо-
ит из одной двухвенечной регулиру-
ющей ступени и восемнадцати одно-
венечных ступеней. Камерами регу-
Зак. 2049
Рис. 1.3. Турбина ПТ-25-90/10М
лируемых промышленного и тепло-
фикационного отборов пара турбина
делится на ЧВД, ЧСД и ЧНД.
ЧВД включает в себя клапанное
парораспределение 5 с рычажным
приводом 4, выполненное в виде
восьми односедельных регулирую-
щих клапанов с диффузорными сед-
лами, и проточную часть, состоящую
из одной регулирующей двухвенеч-
ной ступени и семи одновенечных
ступеней. Регулирующая ступень со-
стоит из сегмента сопл 1 с парци-
альным подводом пара, двухвенеч-
ного рабочего колеса 6 и направля-
ющего аппарата 2. Каждая однове-
нечная ступень состоит из стальной
диафрагмы 7 сварной конструкции
с полным подводом пара и однове-
нечного рабочего колеса 8. ЧСД
включает в себя парораспределение
(поворотная диафрагма 9 осевая,
плоская, разгруженная) с рычаж-
ным приводом 10 и семь одновенеч-
ных ступеней. Диафрагмы стальные
сварной конструкции. ЧНД состоит
из парораспределения, выполненно-
го также в виде поворотной диаф-
рагмы 11 (осевой, плоской, разгру-
женной) и проточной части из четы-
рех одновенечных ступеней. Пово-
ротная диафрагма стальная, осталь-
ные диафрагмы чугунные, с залиты-
ми стальными лопатками. Парорас-
пределения ЧВД, ЧСД и ЧНД
приводятся в действие тремя серво-
моторами, расположенными в общем
блоке регулирования 3.
Паровая турбина ПТ-12/15-35/
/ЮМ (табл. 1.3) предназначена для
привода синхронного электрическо-
го генератора Т-12-2 мощностью
12 тыс. кВт с частотой вращения
3000 об/мин, а также для снабжения
тепловых потребителей паром. Про-
точная часть турбины состоит из од-
ной двухвенечной регулирующей
ступени и шестнадцати одновенеч-
ных ступеней.
Турбина имеет два регулируемых
и два нерегулируемых отбора пара
для регенеративного подогрева пи-
тательной воды. Камерами регули-
руемых промышленного и теплофи-
18
кационного отборов турбина делит-
ся на ЧВД, ЧСД и ЧНД.
ЧВД включает в себя клапан-
ное парораспределение, выполнен-
ное в виде десяти регулирующих
клапанов с диффузорными седлами,
с рычажным приводом, и проточную
часть, состоящую из одной регули-
рующей двухвенечиой ступени и че-
тырех одновенечных ступеней. Регу-
лирующая ступень с парциальным
подводом пара состоит из трех свар-
ных сегментов сопл, два из которых
установлены в нижней половине
корпуса, двухвенечного рабочего ко-
леса и промежуточного направляю-
щего аппарата. Каждая ступень ак-
тивного типа состоит из стальных
диафрагм сварной конструкции с
полным подводом пара и одновенеч-
ного рабочего колеса.
В ЧСД парораспределение осу-
ществляется поворотной диафраг-
мой радиального типа с рычажным
приводом; проточная часть ЧСД
имеет семь ступеней, здесь также
применены стальные диафрагмы
сварной конструкции. В ЧНД паро-
распределение выполнено также в
виде поворотной диафрагмы (ради-
альной, разгруженной) с рычажным
приводом. Проточная часть ЧНД со-
стоит из пяти ступеней. Поворотная
диафрагма стальная, диафрагмы
ступеней чугунные, со стальными
лопатками. Парораспределение
ЧВД, ЧСД и ЧНД приводятся в дей-
ствие тремя сервомоторами, распо-
ложенными в общем блоке регули-
рования.
Паровая турбина П-6-35/5М
(табл. 1.3) предназначена для при-
вода синхронного электрического ге-
нератора типа Т-6-2 мощностью
6000 кВт с частотой вращения
3000 об/мин, а также для снабжения
теплового потребителя паром из ре-
гулируемого отбора.
Турбина имеет 17 ступеней, один
регулируемый производственный и
два нерегулируемых отбора пара
для регенеративного подогрева пи-
тательной воды. Проточная часть
турбины состоит из одной двухве-
нечной регулирующей ступени и ше-
стнадцати одновенечных ступеней.
Камерой регулируемого промышлен-
ного отбора турбина разделена на
ЧВД и ЧНД.
ЧВД включает в себя клапанное
парораспределение, выполненное в
виде восьми односедельных регули-
рующих клапанов с диффузорными
седлами с рычажным приводом, и
проточную часть, состоящую из од-
ной регулирующей двухвенечной
ступени и шести активных ступеней.
Регулирующая ступень состоит из
сварного сегмента сопл с парциаль-
ным подводом пара, двухвенечного
рабочего колеса и направляющего
аппарата. Другие ступени состоят
из стальных диафрагм сварной кон-
струкции с полным подводом пара и
одновенечного колеса.
В ЧНД парораспределение вы-
полнено в виде семи односедельных
регулирущих клапанов с диффузор-
ными седлами с рычажным приво-
дом и проточной части, состоящей
из одновенечной регулирующей сту-
пени и девяти одновенечных ступе-
ней. Диафрагма регулирующей сту-
пени с парциальным подводом пара.
Последние пять диафрагм с пол-
ным подводом пара выполнены из
чугуна и имеют стальные лопатки.
Парораспределение ЧВД и ЧНД
приводится в действие двумя серво-
моторами, расположенными в общем
блоке регулирования.
Турбина ОП-0,75К предназначе-
на для обеспечения теплотой и элек-
трической энергией бортовых и про-
мысловых потребителей промысло-
вого судна (рис. 1.4).
Турбоустановка включает в себя
следующее основное оборудование:
паровую турбину, предназначенную
для привода через зубчатый редук-
тор трехфазного синхронного гене-
ратора, а также для снабжения по-
требителей паром из регулируемого
отбора; зубчатый редуктор для пе-
редачи мощности от турбины к гене-
ратору с понижением частоты вра-
щения с 6700 до 1000 об/мин;
трехфазный синхронный генератор
типа Мс-940-1000 с возбудителем;
дентрализованную масляную систе-
му маслоснабжения подшипников
турбоустановки и системы регулиро-
вания; поверхностный конденсатор
для конденсации отработавшего па-
ра от двух турбин, а также от посто-
ронних источников корабельной си-
стемы; основной пароструйный
эжектор для отсоса воздуха из па-
рового пространства конденсатора
(один на два турбоагрегата); эжек-
тор системы отсоса, предназначен-
ный для отсоса и конденсации про-
течек пара от концевых уплотнений
и штоков парораспределения; кон-
денсатный и циркуляционный насо-
сы (по одному на два турбоагрега-
та).
Паровая турбина активного ти-
па, конденсационная, с регулируе-
мым отбором пара. Камерой регули-
руемого отбора проточная часть
турбины делится на ЧВД и ЧНД.
ЧВД включает в себя клапанное
парораспределение 4 с рычажным
приводом 3, выполненное в виде ше-
сти односедельных регулирующих
клапанов с диффузорными седлами,
и одну двухвенечную регулирующую
ступень. Регулирующая ступень со-
стоит из сверленого сегмента сопл 5
с парциальным подводом пара,
двухвенечного рабочего колеса 7 и
промежуточного направляющего ап-
парата 6. ЧНД состоит из пятикла-
панного парораспределения 8, одно-
венечной регулирующей ступени 9 и
четырех одновенечных ступеней.
Диафрагмы стальные сварной кон-
струкции. Уплотнения как концевые,
так и диафрагменные лабиринтового
типа. Ротор 10 цельнокованый, же-
сткий, опирается шейками на перед-
ний опорно-упорный 2 и задний
опорный 11 подшипники. Парорас-
пределения ЧВД и ЧНД приводят-
ся в действие двумя сервомоторами,
расположенными в общем блоке ре-
гулирования 1. Передача мощности
от турбины к редуктору осущест-
вляется через упругую муфту 12.
Паровая турбина ОК-ЗЛ
(рис. 1.5) предназначена для обеспе-
чения электрической энергией судо-
вых потребителей (атомных ледоко-
лов).
19
TSл TSJT
Рис. 1.4. Турбина ОП-0.75К
Рис. 1.5. Турбина ОК-ЗЛ
Турбоустановка включает в себя
следующее основное оборудование:
турбину, предназначенную для при-
вода электрического генератора;
электрический генератор типа
ТК-2-2; централизованную масляную
систему; систему регулирования и
защиты; поверхностный конденса-
тор; систему отсоса пара из уплот-
нений.
Турбина,генератор, элементы об-
служивающих систем и трубопрово-
ды смонтированы на сварной фун-
даментной раме. Посредством пере-
ходного патрубка выхлопная часть
турбины 6 соединена с приемным
патрубком конденсатора, который
при помощи лап крепится к судово-
му фундаменту. Взаимное перемеще-
ние турбины и конденсатора, вызы-
ваемое как тепловыми деформация-
ми, так и деформациями фундамен-
та, воспринимаются компенсатором
на переходном патрубке. Часть обо-
рудования турбоустановки монтиру-
ется непосредственно на судовом
фундаменте.
Паровая турбина активного типа,
конденсационная. Проточная часть
турбины состоит из одной регулиру-
ющей ступени, выполненной в виде
двухвенечного колеса 3 и десяти од-
новенечных ступеней. Впуск пара в
турбину, а также изменение режи-
мов ее работы осуществляются с по-
мощью парораспределения 2. Паро-
распределение клапанное, имеет
шесть односедельных регулирующих
клапанов, свободно подвешенных
своими хвостовиками на траверсе и
шесть диффузорных седел.
Диафрагмы турбинных ступе-
ней — стальные, сварной конструк-
ции. Уплотнения концевые и диаф-
рагменные лабиринтового типа. Ро-
тор турбины 4 жесткий, с насадны-
ми дисками 5; посредством жесткой
муфты 7 он соединен с ротором ге-
нератора. Роторы турбины и генера-
тора опираются на три подшипника.
21
Генератор не имеет переднего
опорного подшипника. На крышке
переднего подшипника установлен
блок регулирования турбины 1. На
крышке заднего подшипника смон-
тировано ВПУ 8.
1.3. ТУРБИНЫ С ПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ
Паровые турбины с противодав-
лением, как правило, применяются в
промышленной энергетике и работа-
ют по тепловому графику. Выраба-
тываемая электроэнергия в этом
случае зависит от потребления пара
тепловыми потребителями.
На КТЗ разработано более 40
турбин с противодавлением, а также
с противодавлением и регулируе-
мым отбором пара. Однако со вре-
менем ряд тубин был снят с произ-
водства, и в настоящее время в но-
менклатуре завода 5 типов турбин с
противодавлением и производствен-
ным отбором пара, а также 13 типо-
размеров турбин с противодавле-
нием.
К группе паровых турбин с про-
тиводавлением и регулируемым про-
изводственным отбором пара отно-
сятся ПР-12-90/15/7М, ПР-6-35/15/
/5М, П Р-6-35/10/5М, ПР-6-35/10/
/1,2М, ПР-6-35/5/1.2М. Их основные
технические характеристики приве-
дены в табл. 1.4. Ниже приведены
дополнительные данные по этим ти-
пам турбин.
К группе турбин с противодав-
лением без регулируемых отборов
пара относятся турбины
Р-12-90/31М, Р-12-90/18М,
Р-12-.35/5М, Р-6-35/10М, Р-6-35/5М,
P-6-35/3M, Р-4-35/15М, Р-4-35/5М,
P-2.5-35/3M, Р-2,5-15/6М,
Р-2,5-15/ЗМ, Р-4-20/2ТК и
Р-2,5-20/2ТК. Основные технические
характеристики турбин приведены в
табл. 1.5.
Эта группа турбин имеет широ-
кую унификацию. Рассмотрим их
конструкции на примере наиболее
характерных.
Паровая турбина типа
ПР-12115-9011517М. активного типа с
противодавлением, одним регулируе-
22
мым отбором и одним нерегулируе-
мым отбором пара для регенератив-
ного подогрева питательной воды
(рис. 1.6 и табл. 1.4) предназначена
для привода синхронного электриче-
ского генератора типа Т-12-2 мощно-
стью 12 000 кВт с частотой враще-
ния 3000 об/мин, а также для снаб-
жения тепловых потребителей паром
из регулируемого отбора и противо-
давления.
Проточная часть турбины состо-
ит из одной двухвенечной регулиру-
ющей ступени и девяти одновенеч-
ных ступеней. Камерой регулируемо-
го производственного отбора турби-
на делится на часть высокого давле-
ния и часть низкого давления. Кла-
панное парораспределение 4 ЧВД
имеет рычажный привод 2, выпол-
ненный в виде восьми односедель-
ных регулирующих клапанов с диф-
фузорными седлами. Регулирующая
ступень состоит из сегмента сопл 5
сварной конструкции с парциаль-
ным подводом пара, двухвенечного
рабочего колеса 7 и направляющего
аппарата 6. Каждая одновенечная
ступень состоит из стальной диаф-
рагмы 8 сварной конструкции с пол-
ным подводом пара и одновенечного
колеса 9.
ЧНД включает в себя парорас-
пределение, выполненное в виде по-
воротной диафрагмы 10 с рычаж-
ным приводом 3 (диафрагма — ра-
диальная, разгруженная), и проточ-
ную часть, состоящую из трех сту-
пеней. Диафрагмы ЧНД также
стальные, сварной конструкции, с
полным подводом пара. Парораспре-
деления ЧВД и ЧНД приводятся в
действие двумя сервомоторами, рас-
положенными в общем блоке регу-
лирования 1.
Турбина может работать дли-
тельное время без сохранения номи-
нальной мощности с максимальным
производственным отбором Gn.o =
= 105 т/ч при минимальном пропус-
ке пара в систему противодавления.
Паровая турбина типа ПР-6-35 с
противодавлением, одним регулируе-
мым производственным отбором и
одним нерегулируемым отбором па-
Рис. 1.6. Турбина ПР-12/1&-90/15/7М
ра для регенеративного подогрева
питательной воды (табл. 1.4) пред-
назначена для привода синхронного
электрического генератора типа
Т-6-2 мощностью 6000 кВт с часто-
той вращения 3000 об/мин, а также
для снабжения тепловых потребите-
лей паром из регулируемого отбора
и противодавления.
Проточная часть турбин этой се-
рии активного типа и состоит из
одной регулирующей ступени и раз-
личного количества одновенечных
ступеней. Камерой регулируемого
промышленного отбора турбина де-
лится на ЧВД и ЧНД. ЧВД включа-
ет в себя клапанное парораспреде-
ление с рычажным приводом, вы-
полненное в виде восьми односе-
дельных регулирующих клапанов с
диффузорными седлами, и проточ-
ную часть, состоящую из одной ре-
гулирующей ступени и следующего
количества одновенечных ступеней:
ПР-6-35/5/1,2М — пять ступеней,
ПР-6-35/10/1,2М — три, ПР-6-35/10/
/5М — четыре, ПР-6-35/15/5М —
три.
Регулирующая ступень состоит
из сварного сегмента сопл с парци-
альным подводом пара и двухвенеч-
ного рабочего колеса для турбин
ПР-6-35/5/1,2М и ПР-6-35/10/ 1.2М
или одновенечного рабочего колеса
для ПР-6-35/10/5М и ПР-6-35/15/5М.
Каждая ступень состоит из диаф-
рагмы с полным подводом пара и
одновенечного рабочего колеса.
ЧНД включает в себя парорас-
пределение, выполненное в виде по-
воротной диафрагмы с рычажным
приводом (диафрагма радиальная,
разгруженная), и проточную часть,
состоящую из следующего количест-
ва одновенечных ступеней (включая
регулирующую ступень ЧНД):
ПР-6-35/5/1,2М — четыре ступени;
ПР-6-35/10/1.2М — шесть;
ПР-6-35/10/5М — три; ПР-6-35/15/
/5М—четыре. Каждая ступень ЧНД
(включая и регулирующую) состоит
из диафрагмы с полным подводом
пара и одновенечного рабочего коле-
са. Диафрагмы ЧВД и ЧНД сталь-
ные, сварной конструкции.
24
Парораспределение ЧВД и ЧНД
турбин ПР-35/10/5М и ПР-6-35/15/
/5М приводится в действие двумя
сервомоторами, расположенными в
общем блоке регулирования. Паро-
распределение ЧВД турбин
ПР-6-35/5/1.2М и ПР-6-35/10/1.2М
приводится в действие сервомотором
блока регулирования, парораспре-
деление ЧНД управляется вруч-
ную.
Паровые турбины типов
Р-12-90/31М и Р-12-90/18М с про-
тиводавлением (табл. 1.5) предназ-
начены для привода синхронного
генератора типа Т-12-2 мощностью
12 000 кВт с частотой вращения
3000 об/мин, а также для снабжения
тепловых потребителей паром из
противодавления.
Проточная часть состоит из од-
ной двухвенечной регулирующей
ступени и четырех одновенечных
ступеней. Регулирующая ступень со-
стоит из сварного сегмента сопл с
парциальным подводом пара, двух-
венечного рабочего колеса и проме-
жуточного направляющего аппара-
та. Каждая ступень состоит из
диафрагмы с полным подводом па-
ра и одновенечного рабочего коле-
са. Все диафрагмы стальные свар-
ной конструкции. Парораспределе-
ние выполнено в виде восьми одно-
седельных регулирующих клапанов
(с диффузорными седлами), свобод-
но подвешенных на траверсе, пере-
мещаемой в вертикальном направ-
лении двумя штоками. Штоки при-
водятся в действие сервомотором
блока регулирования с помощью
рычажного привода.
Турбина типа Р-12-35/5М
(табл. 1.5) предназначена для при-
вода синхронного генератора типа
Т-12-2 мощностью 12 000 кВт с ча-
стотой вращения 3000 об/мин, а
также для снабжения тепловых по-
требителей паром из противодавле-
ния. Проточная часть состоит из
одновенечной регулирующей ступе-
ни и семи одновенечных ступеней.
Регулирующая ступень состоит
из сварного сегмента сопл с парци-
альным подводом пара и одновенеч-
кого рабочего колеса. Одновенечные
ступени состоят из диафрагмы и ра-
бочего колеса. Диафрагмы стальные
сварной конструкции. Парораспре-
деление выполнено в виде восьми
односедельных регулирующих кла-
панов (с диффузорными седлами) и
приводится в действие сервомото-
ром блока регулирования.
Паровые турбины Р-6-35 и
Р-4-35 с противодавлением (табл.
1.5) предназначены для привода
синхронных генераторов типов
Т-6-2 и Т-4-2 мощностью 6000 и
4000 кВт соответственно с частотой
вращения 3000 об/мин, а также для
снабжения тепловых потребителей
паром из противодавления.
Проточная часть состоит из ре-
гулирующей ступени и следующего
количества одновенечных ступеней:
Тип турбины
Количество
ступеней
Р-6-35/10М.......................... 5
Р-6-35/5М 8
Р 6-35/3M .... .... 9
Р-4-35/15М.......................... 3
Р-4-35/5М........................... 8
Тип регулирую- щей ступени* Конструкция агрегата Тип муфты
Р Трехопорная Жесткая
Р »
к » »
р Четырехопор- Упругая
ная
р » »
Количество
регулирующих
клапанов
10
8
6
10
8
* к — двухвенечиая, Р — одновеиечиая
регулирующая ступень.
Регулирующая ступень состоит
из сварного сегмента сопл с парци-
альным подводом пара и одновенеч-
ного или двухвенечного рабочего
колеса (в зависимости от типа тур-
бины).
Другие ступени состоят из
диафрагм и одновенечных рабочих
колес. Все диафрагмы стальные,
сварной конструкции.
Парораспределение приводится в
действие сервомотором блока регу-
лирования и выполнено в виде од-
носедельных регулирующих клапа-
нов с диффузорными седлами в сле-
дующих количествах в зависимости
от типа турбин:
Тип Турбины
Р-6-35/10М
Р6-35/5М . .
P-6-35/3M . .
Р-4-35,15М .
Р-4-35/5М . .
Турбины Р-4-35/15М и Р-4-35/5М
имеют соединение роторов с помо-
щью упругой муфты. Оба ротора
опираются на четыре подшипника,
два из которых — задний подшип-
ник турбины и передний подшипник
генератора — расположены в одном
корпусе заднего подшипника тур-
бины.
ГЛАВА ВТОРАЯ
ТУРБИНЫ ДЛЯ ПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ
ЭНЕРГОБЛОКОВ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ
2.1. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
И ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ
Наряду с турбинами для приво-
да электрических генераторов КТЗ
разрабатывает и производит паро-
вые турбины для привода питатель-
ных насосов и воздуходувок (венти-
ляторов) энергоблоков ТЭС и АЭС
мощностью 300, 500, 800, 1000 и
1200 МВт. Переменные начальные
и конечные параметры пара и часто-
та вращения, малые теплоперепады
обусловили ряд специальных конст-
руктивных решений и выбор пара-
метров этих турбин. .Их основные
технические характеристики приве-
дены в т*абл. 2.1.
Головные турбины для привода
питательных насосов КТЗ проходят
расширенные испытания как на
стендах лабораторий завода, так и
25
^Таблица 2.1. Основные технические характеристики турбин
для привода питательных насосов ТЭС и АЭС
X ар актеристнка Тнп турбины
Р-11-15/ЗП* (ОР-12ПМ) Р-11-15/ЗП (ОР-12ПМ) К-17-17П (ОК-18ПУ-1200) К-17-15П (ОК-18ПУ-800) К-11-ГОП (ОК-18ПУ-500) К-12-10ПЛ (ОК-12А)
Номинальная мощность, кВт 10 900 11 180 17 100 17 150 11 350 11 600
Номинальные начальные пара- метры пара: абсолютное давление, МПа 1,45 1,47 1,65 1,44 1,01 0,97
температура, °C 438 426 445 432 377 248
Параметры пара на пусковых режимах от коллектора собствен- ных нужд: абсолютное давление, МПа 1,18 1,18 1,18 1.18 1,18 1,18
температура, °C 250 250 250—440 250—440 250—440 187
Номинальная частота вращения ротора, об/мин 4990 4990 4660 4665 4600 3500
Абсолютное номинальное давле- ние в выхлопном патрубке, МПа 0,27 0,24 .— — — .—
Абсолютное давление пара в конденсаторе, КПа — — 6,86 6,86 4,76 5,9
Номинальный расход пара, т/ч 109,2 108,5 72,7 74,3 53,23 69,0
Монтажные характеристики, т: масса ротора турбины 1,5 1,5 4,0 4,0 4,0 7,3
масса наиболее тяжелого узла 2,5 2,5 24,6 24,6 24,6 33,3
Главная турбина блока K-300-240XT3 К-300-240ЛМЗ К-1200-240ЛМЗ К-800-240ЛМЗ К-500-240ХТЗ К-500-60/1500 ХТЗ
Количество турбоприводов на блок 1 1 3 2 2 К-Ю00-60/1500 ХТЗ 2
Тип приводимого питательного иасоса ПН-1135-340 ПН-1135-340 ПН-1500-350 ПН-1500-350 ПН-950-350 ПТ-3750-75
* Обозначения по ОСТ 108.021.108-78; в скобках обозначения, ранее принятые при выпуске турбин.
Рис. 2.1. Экспериментальная турбина для комплексной отработки проточных частей
влажно-паровых турбин
в эксплуатации, что обеспечивает
достижение необходимых парамет-
ров по эффективности, надежности
и управлению. На рис. 2.1 показана
экспериментальная турбина для
комплексной отработки проточных
частей влажно-паровых приводных
турбин.
Серийно выпускаемые турбопри-
воды типов К-11-ЮП, К-17-15П,
К-17-17П, К-7-10 (ОК-18ПВ-800),
К-6-10 (ОК-18ПВ-1200) объединены
в унифицированную серию, типовым
представителем которой является
турбина К-17. Турбоприводы
Р-11-15/ЗП и К-12-10ПА выпускают-
ся по индивидуальным проектам.
Первоначально турбоприводы ти-
пов Р-11-15/ЗП, К-П-ЮП и К-17-15П
предусматривалось эксплуатиро-
вать при работе главных турбин на
постоянном начальном давлении па-
ра. Однако в связи с необходимо-
стью разгрузки блоков 300 тыс. кВт,
а позднее и блоков 500 и 800 тыс
кВт в суточные минимумы потребо-
вался перевод турбоприводов на
расширенный диапазон частот вра-
щения при работе главных турбин на
скользящем начальном давлении па-
ра. Для решения этой задачи турбо-
приводы Р-11-15/ЗП, К-П-ЮП и
К-17-15П были подвергнуты модер-
низации, а турбоприводы К-17-17П,
К-7-10, К-6-10 и К-15-19ПП спроек-
тированы с учетом расширенного
диапазона частот вращения.
Начиная с 1966 г. все турбопри-
воды проходят тепловые испытания
на электростанциях с участием ор-
ганизаций Министерства энергетики
и электрификации СССР. Испыта-
ния подтвердили гарантийные пока-
затели экономичности турбоприво-
дов. Значения КПД по параметрам
пара перед соплами, полученные в
результате испытаний на ряде стан-
ций (по отчетам Союзтехэнерго и
его отделений), приведены в
табл. 2.2.
На рис. 2.2 приведена зависи-
мость давления пара перед соплами
Таблица 2.2. КПД турбоприводов по данным испытаний, %
Тнп турбопривода Электростанции Расчетное значение кпд
Черепетская ГРЭС Каширская ГРЭС Углегорская ГРЭС Нововоронеж- ская АЭС
Р-11-15/ЗП 87 85 88,7 86
К-17-15ПА -— — 83,9 —. 82,4
К-12-1 ОПА — — — 82,9 80,5
27
Рис. 2.2. Зависимость давления пара перед
соплами от расхода пара турбопривода
К-12-10ПА:
/ — эксперимент, 2 -- 'расчет
от расхода пара, полученная
при испытаниях турбопривода
К-12-1 ОПА на блоке № 5 Нововоро-
нежской АЭС. Эти данные отража-
ют хорошее совпадение опыта с рас-
четом.
Паровые турбины для привода
питательных насосов крупных энер-
гетических блоков, как правило, ис-
пользуют для работы пар из тепло-
вой схемы основного турбинного
цикла и в большинстве случаев —
пар, отбираемый от главной турби-
ны. Это приводит к необходимости
использовать пар с начальными па-
раметрами, меняющимися в зависи-
мости от нагрузки блока. При при-
менении скользящего давления это
изменение еще более возрастает и
часто требуется переключение точки
отбора турбопривода в тепловой
схеме базового блока с существенно
большим изменением начальных па-
раметров приводной турбины.
Как правило, давление в точке
отбора пара удается сравнительно
хорошо согласовать с характеристи-
ками на переменных режимах тур-
бопривода и питательного насоса
для получения необходимых пара-
метров пара при снижении нагрузок
блока до 30 %. Однако при более
низких нагрузках необходимо пере-
ключение турбопривода на источник
с более высокими параметрами. Та-
кое естественное согласование обес-
печивает применение дроссельного
парораспределения для управления
приводной турбины со сравнительно
малыми потерями энергии. В то же
время для получения высокой эф-
28
фективности турбопривода недопу-
стимо создание больших резервов
его мощности. По энергетическим и
материальным балансам вся конден-
сатно-питательная схема блока
должна быть точно увязана на всех
эксплуатационных режимах. Тепло-
вые испытания турбоприводов пока-
зали, что отклонения режимных па-
раметров в эксплуатации от требо-
ваний технических заданий, и в пер-
вую очередь повышение сопротивле-
ния сети питательного тракта, пони-
жение частоты вращения питатель-
ного насоса, увеличение перепада
давления на регуляторе питания кот-
ла, понижение КПД питательного
насоса, приводят к увеличению по-
требляемой мощности питательного
насоса, а это, в свою очередь, — к
повышенным расходам пара через
турбопривод и открытию байпасных
клапанов при номинальной нагруз-
ке блока. Эти обстоятельства требу-
ют от персонала электростанций
строгого выполнения заводских ин-
струкций.
При наличии в схеме блока
двух питательных турбонасосов
(К-12-10ПА—на АЭС с ВВЭР-1000)
отключение одного из них, работаю-
щих на общую сеть, может приве-
сти к отключению и второго из-за
недостаточного резерва мощности
турбины, недостаточного кавитаци-
онного запаса на режиме увеличен-
ной производительности питательно-
го или предвключенного насоса,
из-за существенного снижения дав-
ления питательного насоса при уве-
личении подачи. Естественно, что
установка в схеме турбоприводов
насосов с почти двухкратной пода-
чей экономически нецелесообразна,
и в таких режимах следует приме-
нять системы управления, обеспечи-
вающие разгрузку блока без пере-
грузки питательной группы.
2.2. ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТИПА К-17
Паровые конденсационные тур-
бины типа К-17 (рис. 2.3) предназ-
начены для привода питательных и
предвключенных насосов, обеспечи-
Рис. 2.3. Турбина К-17-15П
Таблица 2Л- Основные параметры и характеристики турбины К-17
Паролроиз- иодитель- котла. % Подачи пита- Мощность, ис- требляемая Частота враще- ния питатель- кого насоса, об/мин Параметр*» пара а отборе на турбину
са. ма/ч и предэключен- иым насосами. кВт Абсолютное давление. МПа Температура.
100 1500 17100 4660 1.82 Турбопривод 445
70 1050 8800 3745 1,34 448
30 450 3500 2780 0,59 418
100 1500 17 100 4660 1,82 445
70 1580 12850 4150 1,34 448
30 677.5 4150 2900 0,59 418
30 1355 7650 3350 1.96 433
100 1500 17 150 4665 1,59 Турбопривод 432
so 1200 12 580 4270 1.45 441
50 755 6750 3500 0.99 434
30 455 3340 2660 0,82 416
100 1500 17150 4665 1.59 432
100 1500 17 150 4665 1,77 430
62 1880 19400 4700 1,77 430
50 1500 11 530 4010 0,99 434
100 940 И 350 4600 1.14 Турбопривод 377
70 660 6700 3960 0,79 381
30 282 5 2500 3040 0.33 384
100 940 11 350 4600 1.14 377
100 940 11350 4600 1,18 377
• БРОУ — быстродействующее редукционно-охладительное устройство; ТИН — турболнтотель
вающих питание водой котлов базо-
вых энергоблоков ТЭС мощностью
500, 800 и 1200 тыс. кВт. Эти турби-
ны работают с переменной частотой
вращения и переменными начальны-
ми параметрами пара, поступающе-
го из нерегулируемого отбора глав-
ной турбины.
Главные турбины этих блоков
типов К-500-240 производства ХТЗ,
К-800-240 и К-1200-240 ЛМЗ экс-
плуатируются на скользящем на-
чальном давлении свежего вара.
Конструктивно турбины К-17
представляют собой единую серию
с высокой степенью унификации
(80—90%). Основные режимные ха-
рактеристики некоторых типов тур-
бин представлены в табл. 2.3. Тур-
бину монтируют на общем фунда-
менте с питательным и предвклю-
30
ченным насосами. На опорной пли-
те 2 переднего подшипника турбины
3 установлен зубчатый редуктор /
для привода пред включенного насо-
са. Мощность, передаваемая редук-
тором, равна 1140 кВт, а передаточ-
ное отношение — 2,46.
Турбина представляет собой од-
ноцилиндровый агрегат, включаю-
щий парораспределение и проточную
часть, состоящую из восьми ступе-
ней Ротор турбины 9 цельнокова-
ный, гибкий. В связи с тем что рабо-
чий диапазон частот вращения рото-
ра этой группы турбин был расши-
рен до пределов 2660—4720 об/мин,
а критическая частота вращения ро-
тора на жестких опорах равна
4250 об/мин, т. е. лежит в рабочем
диапазоне, динамические характери-
стики ротора изменены путем приме-
Абсолютное Абсолютное давление ла- ра в конден- саторе. кПа Расход пара через стопор- ный клапан турбины, т/ч Эффектив- ный КПД. % Примечание
ра перед стопорным клапаном. Температура
воды. “С
К-17-17П
1,65 6.86 72,7 79.5 15
1,27 0,55 3,92 3.43 39.5 18,9 68*5 15 15 | Три ТПН
1.64 16,48 78.5 82.4 33
1,20 5,15 55,5 78.3 15 | Два ТПН
0.54 34.32 21.9 70.2 15
1.77 3,73 36,1 74.9 15 I Питание от БРОУ, одни 1 ТПН*
К-17-15П
1.45 6.86 74,3 B0.5 15
136 4,90 54,5 77.0 15
0.95 3,43 32.4 70.3 15 | Два ТПН
0,59 3,43 20,1 62,6 15
1,42 12,26 77.9 82,8 26
1.52 17,06 81.0 82.5 33 1 Один ТПН. питание от
1.59 8,34 86,0 80.5 15 / БРОУ
0,96 4,70 51.5 79.1 15 ) Один ТПН
к-1 МОП
1.01 4,76 53,23 794 35
0,72 3 33 32,40 76,3 74.0 15 ; Два ТПН
0,30 2,94 13.93 15
0,99 9,41 56,30 825 27
1,08 12,36 58.66 81.4 33 } Питание от БРОУ
ный насос
нения подшипников с изменяемой
жесткостью. Это достигнуто для
вкладышей переднего подшипника 6
путем установки встроенных силь-
фонов, а для вкладышей заднего
подшипника 12 — упругой подвес-
кой 13. Жесткость упругой подвески
заднего подшипника равна Сг—
=46,50 кН/см в вертикальном и
Су= 105,00 кН/см в горизонтальном
направлении, при включении жест-
кость передней подвески равна
200 кН/см. Сильфоны переднего
подшипника включаются в работу,
когда давление масла на нагнетании
насоса-регулятора составит 0,8 МПа,
т. е. при частоте вращения выше
3530 об/мин на масле ОМТИ и
3950 об/мин на масле Т-22. До ча-
стоты вращения л=3530
(3950) об/мин ротор турбины рабо-
тает на жестком переднем подшип-
нике и упруго подвешенном заднем.
При этом критическая частота вра-
щения составляет Лмф=765 об/мин,
п2кр=4880 об/мин. После п—
=3530 (3950) об/мин передний под-
шипник становится податливым.
При этом критические частоты вра-
щения становятся равными Лц<р=
=670 об/мин и п2кр=7250 об/мин.
Таким образом, во всем рабочем
диапазоне частот вращения ротора
обеспечивается отсутствие резонанс-
ных скоростей. Для исключения
появления значительных динамиче-
ских сил от расцентровок между
турбиной и питательным насосом
при такой подвеске соединение ро-
торов осуществляется при помощи
упругой дисковой муфты 15, имею-
31
щей поперечную жесткость С=
= 641 кН/см.
Передний конец ротора турбины
соединен с одноступенчатым редук-
тором, выходной вал которого при
помощи Зубчиковой муфты соединен
с лредвключенным насосом. Заодно
с валом ротора турбины выполнено
рабочее колесо насоса-регулятора 5
центробежного типа с цилиндриче-
скими каналами. Аналогично турби-
нам для привода генераторов (см.
гл. 1) рабочее колесо насоса одно-
временно является упорным гребнем
опорно-упорного подшипника. На
крышке переднего подшипника ус-
тановлен блок регулирования турби-
ны 4.
Корпус турбины 8 стальной свар-
но-литой конструкции. Заодно с вы-
хлопной частью корпуса турбины 10
выполнен корпус заднего подшипни-
ка. При качественном состоянии
тепловой изоляции и выполнении
правил технической эксплуатации
турбина допускает пуск из различ-
ных тепловых состояний:
Время после останова турбины, ч Время
пуска, мни
48 . , . .70
24 50
16 . . 40
8 . 35
Для предотвращения теплового
прогиба ротора в период остывания
турбины после ее останова или пе-
ред пуском турбина снабжена ВПУ
14, обеспечивающим непрерывное
или периодическое вращение ротора
с частотой 10 об/мин. Привод ВПУ
осуществляется электродвигателем
мощностью 2,2 кВт. Корпус турбины
опирается двумя лапами на скользя-
щий корпус переднего опорно-упор-
ного подшипника и непосредствен-
но на фундаментные плиты двумя
лапами выхлопной части. Конструк-
цией предусмотрено свободное теп-
ловое расширение корпуса турбины
за счет скользящего перемещения
переднего подшипника по передней
фундаментной плите с фиксацией
продольной шпонкой. Фикспунктом
турбины является точка пересечения
32
вертикальной плоскости, проходя-
щей через фасонную шпонку 16 в
области выхлопного патрубка, с ли-
нией, соединяющей призматические
шпонки 11 боковых опорных лап
выхлопного патрубка.
Турбина снабжена концевыми и
промежуточными (диафрагменны-
ми) лабиринтовыми уплотнениями.
Автоматически действующий регу-
лятор поддерживает давление пара
в необходимых пределах в соответ-
ствующих камерах концевых уп-
лотнений. Питание системы уплотне-
ний на пусковых режимах и малых
нагрузках производится через регу-
лятор уплотнений из станционной
магистрали насыщенным или пере-
гретым паром давлением 0,69 МПа
с температурой не более 200 °C. Из
крайних камер концевых уплотнений
турбины, а также из уплотнений
штоков регулирующих клапанов и
стопорного клапана паровоздушная
смесь отсасывается пароструйным
эжектором системы отсоса
Турбина имеет дроссельное па-
рораспределение. Свежий пар от
стопорного клапана двумя парал-
лельными потоками подводится к
дроссельным односедельным клапа-
нам с приводом от блока регулиро-
вания. Клапаны размещены в двух
клапанных коробках 7, расположен-
ных по обе стороны турбины в ниж-
ней части корпуса. По выходе из
последней ступени турбины отрабо-
тавший пар через выхлопной патру-
бок поступает в собственный кон-
денсатор.
Маслоснабжение подшипников,
системы автоматического регулиро-
вания и защиты турбин типа К-17
производится от маслосистемы бло-
ка главной турбины. Масло подает-
ся от главного маслонасоса давле-
нием 0,1 МПа и расходом около
40 мэ/ч.
2.3. ПАРОВАЯ ТУРБИНА К-12-1 ОПА
Паровая турбина типа К-12-10ПА
(рис. 2.4) предназначена для приво-
да питательного и предвключенного
насосов блоков АЭС мощностью
Рис. 2 4 Турбина К-12-10ПА
Таблица 2 4 Основные технические характеристики гурбопривода К-12-10ПА
Подача. (мощность блока в %) Мощность, потребляв мая питатель- вращения Параметры пара Темпера- тура ох Расход пара через стопорный Виутрен яий КПД от сопл. %
перед стопорным клапаном турбопривода Давление
включенным лого насо- са. об/мин Давление тура.₽оС ступенью. кПа щей воды. 'С
кВт
3760 (100) 11 600 3500 0.97 248 4.12 15 68.1 79,2
3008 (80) 7950 3190 0,78 248 3.33 15 48,0 78,9
2256 (60) 5400 2940 0,59 248 2.94 15 33,5 78.3
1128 (30) 3000 2645 0,29 248 2.94 15 21,0 78.0
3760 (100) 11 6<Х) 3500 0,97 248 о,88 22 69,5 80,0
3008 (80) 7950 3190 0,78 248 4.90 22 49.2 «0.3
2256 (60) 5400 2940 0.59 248 4,12 22 34,8 79,0
1128 (30) 3000 2645 0,29 248 3.73 22 21,1 78,6
3760 (100) 11 600 3500 0,97 248 8.82 28 73.0 80,5
3760(100)* 11 600 3500 1,18 187 11,77 33 87 8 74.4
Работа турбоправода от БРОУ ТПН.
1000 мВт с турбинами К-500-60/1500
и К-1000-50/1500. Турбина при под-
боре начальных параметров может
быть использована и для других
АЭС. В блоке АЭС на каждую тур-
бину К-500-60/1500 устанавливают
один, а в блоке с турбиной
К-1000-60/1500— два турбонасоса.
Низкие начальные параметры
пара, принятые для этих турбин, по-
требовали внедрения развитой сепа-
рации влаги, а также существенно
усложнили обеспечение вибрацион-
ной прочности лопаточного аппара-
та в условиях переменной частоты
вращения при увеличенных разме-
рах последних ступеней.
Проточная часть турбины состо-
ит из двух групп ступеней: пер-
вая— пять ступеней с постоянным
профилем по высоте, вторая — пять
ступеней переменного профиля с
влагоулавливающими устройства-
ми на периферии и в соплах. С це-
лью обеспечения долговечности тур-
бины в условиях работы во влаж-
ном паре помимо развитой системы
сепарации влаги предусмотрена за-
шита от эрозионно-коррозионного
износа металла (щелевой эрозии),
для чего в элементах парораспреде-
ления и проточной части, а также
34
для ободов диафрагм и их разъемов
применены коррозионностойкие ма-
териалы.
Основные технические характе-
ристики турбины представлены в
табл. 2.4. Как видно из табл. 2.4,
турбина К-12-1 ОПА питается паром
переменных параметров из отбора
главной турбины в диапазоне нагру-
зок блока от 100 до 30 %, при этом
частота вращения ротора турбопри-
вода изменяется от номинальной
3500 до 2645 об/мин. Соответственно
изменяется выдаваемая турбиной
мощность от 11 600 до 3000 кВт. На
режимах малых нагрузок и при тем-
пературе охлаждающей воды более
33 °C при номинальной нагрузке
питание турбопривода паром преду-
сматривается от станционной сети.
При снижении нагрузки главной
турбины ниже 30 %, т. е. при сни-
жении давления пара перед стопор-
ным клапаном турбопривода до
0.2S МПа, производится переключе
ние питания. При этом перед стопор-
ным клапаном давление пара пере-
водится на 1,18 МПа с температурой
187 °C; время перевода не должно
быть меньше 5—10 с. Предполага-
ется, что суммарная наработка тур-
бины на этих параметрах не должна
превышать 20 % общего времени ее
эксплуатации.
Турбина обеспечивается отфиль-
трованным турбинным маслом с
температурой 40—50 °C от центра
лизованной системы маслоснабже-
ния главной турбины блока при дав-
лении не менее 0,i МПа на уровне
ее оси. Требуемое количество мас-
ла — около 72 м3/ч. Применяемое
масло — марки Т-22 по ГОСТ 32-74
или Тп-22 по ГОСТ 9972-74
Турбина допускает повторный за-
пуск и работу через любое время
после ее останова, для чего она
снабжена валоповоротным устрой-
ством 13, установленным на крыш-
ке заднего подшипника. На валу
применены концевые и промежуточ-
ные лабиринтовые уплотнения. От-
сос паровоздушной смеси из конце-
вых уплотнений осуществляется ав-
тономным эжектором Давление
пара в атмосферных камерах систе-
мы уплотнений поддерживается ре-
гулятором гидравлического типа.
Сегмент сопл 9 и диафрагмы 10
стальные, сварной конструкции. Ло-
патки всех диафрагм и сопл изготов-
ляют из нержавеющей стали. Ротор
турбины 11 цельнокованый, жест
кий. Первая критическая частота
вращения ротора 4400 об/мин.
На переднем и заднем концах
ротора насажены зубчатые муфты 2,
14 для привода редуктором / пред-
включенного и главного питательно-
го насосов.
Корпус турбины стальной, свар-
но-литой конструкции; заодно с вы-
хлопной частью корпуса 12 выпол-
нен корпус .заднего подшипника.
Корпус турбины опирается двумя
лапами на корпус переднего под-
шипника 3. От взаимного перемеще-
ния корпус турбины и подшипник
фиксируют шпонки 5, 7. Передний
подшипник с установленным на нем
редуктором предключенного насоса,
при тепловых расширениях корпуса
турбины свободно перемещается на
скользящей опоре вдоль продольной
оси. К нижней половине передней
части корпуса турбины с двух сто-
рон приварены корпуса дроссельных
регулирующих клапанов 8. Подвод
пара в турбину осуществляется дву-
мя дроссельными клапанами с при
водом от сервомотора блока регули-
рования 4 через рычаги 6. Выхлоп-
ная часть турбины опирается на
фундаментные плиты. Фиксация вы-
хлопной части турбины аналогична
фиксации, примененной в турбине
К-17.
Турбина спроектирована с уче-
том работы в условиях сейсмично-
сти, при перегрузке с ускорением
0.4 g в любом направлении на уров-
не оси турбины.
2.4. ПАРОВАЯ ТУРБИНА Р-11-15/ЗП
Широкое распространение полу-
чила турбина КТЗ для привода пи-
тательных насосов энергоблоков
мощностью 300 тыс. кВт (рис. 2.5),
которая выпускается с 1962 г. Тур-
бина неоднократно модернизирова-
лась как с целью повышения надеж-
ности, так и для расширения диапа-
зона использования.
Первоначально турбина предназ-
началась для привода питательных
насосов типа ПТН-1150-340 ЛМЗ в
составе блоков с главными турбина-
ми К-300-240 ЛМЗ. В последующие
годы возникла необходимость ис-
пользования турбины в качестве
привода питательных насосов типа
ПН-1135-340 производства ЛО «Про-
летарский завод», что позволило
применить этот турбопривод для
блоков с главными турбинами
К-300-240 ХТЗ. Однако в связи с
переводом блоков мощностью
300 тыс. кВт на скользящие началь-
ные параметры пара потребовалось
расширение диапазона частот вра-
щения. Для обеспечения расширен-
ного диапазона частот вращения ро-
тора КТЗ совместно с Всесоюзным
теплотехническим институтом им.
Ф. Э. Дзержинского (ВТИ) на Лу-
кочльской и Киришской ГРЭС было
проведено тензометрирование лопа-
точных аппаратов этой турбины.
Полученные данные позволили мо-
дернизировать лопаточный аппарат
турбины, что обеспечило надежную
35
Рис 2 5- Турбина Р 11-15/ЗП
работу турбопривода при скользя-
щих начальных параметрах пара в
широком диапазоне нагрузок блока
(от 30 до 100 % с насосами
ПТН-1150-340 и от 34 до 100 % с на-
сосами ПН-1135-340) с изменением
частот вращения 3850—6000 об/мин
для насоса ПТН и 3300—5150 об/мин
Таблица 2.5 Основные технические характеристики турбопрнвода Р-1Ы5/ЗП
Частота Параметры пара перед стопорным кла- Протаво-
об/ынн Давление. МПа Темпера- тура, °C давление, МПа
Расход
Внутрен-
ний КПДот
стопорно-
го клапа-
С насосом ПТН-1150-340 блока К-300 240 ЛМЗ
1.035 1115 12 050 5900 1,52 426 0,25 115,5 80,8
1,000 1061 11 180 5780 1,47 426 0.24 108,0 80,3
0,824 851 8215 5340 1,27 430 0,20 81.7 75,5
0.333 357 4280 4720 0,53 432 0,09 41,5 79,2
— — — 3800 —• — —
С насосом ПН-1135-340 блока К-300-240 ЛМЗ
1.035 1115 12050 5100 1.52 426 0,25 116,0 80,5
1,000 1061 11 130 4990 1,47 426 0.24 108.5 79.7
0,824 851 8250 4600 1.27 430 0.20 84,5 74.0
0,333 357 3845 4020 0,53 432 0,09 39,3 74,8
— — 3 000 3300 — —
С насосом ПН-1135-340 блока К 300-240-XT3
1,043 1085 11550 5050 1,51 438 0,28 115,2 80,4
1,000 1040 10 900 4990 1,45 438 0,27 109,2 79,7
0.793 800 7600 4520 1,12 438 0,21 79,9 76,3
0.687 685 6350 4350 0.95 438 0,18 67,8 73,8
0,433 426 4 300 4060 0.59 444 0.11 45,0 75,7
— — 3000 3300 — — — — —
36
для насоса ПН. При п=3300 об/мин
мощность турбины не должна пре-
вышать 3 Л4Вт. Технические харак-
теристики турбины представлены в
табл. 2.5.
Турбина Р-11-15/ЗП активного
типа состоит из семи ступеней. Сег-
менты сопл 5 и диафрагмы 6 сталь-
ные, сварной конструкции. Ротор
турбины 7 цельнокованый. На конце
ротора насажена зубчатая муфта 9
для соединении с ротором питатель-
ного насоса. Уплотнения вала как
концевые, так и промежуточные —
лабиринтовые. Отсос пара из конце-
вых уплотнений осуществляется в
коллектор и сальниковый охлади-
тель главной турбины.
Передний опорно-упорный под-
шипник 2 объединен с главным мас-
ляным насосом, причем рабочее ко-
лесо главного масляного насоса 1
одновременно является гребнем
упорного подшипника. Рабочее ко-
лесо насоса выполнено заодно с ва-
лом ротора турбины и имеет ради-
альные сверленые каналы.
Корпус турбины 8 стальной,
сварно-литой конструкции, имеет го-
ризонтальный и вертикальный
разъемы. В нижней части корпуса
турбины с двух сторон расположены
два дроссельных двухседельных
клапана, осуществляющих впуск па-
ра в турбину. Корпус заднего под-
шипника выполнен заодно с выхлоп-
ной частью турбины. Пар из выхло-
па направляется в главную турбину
Турбина опирается на фундамент-
ные плиты 4, 10 лапами выхлопной
части и гибкими опорами 3, распо-
ложенными под передним подшип-
ником. Конструкция турбины при
качественной изоляции горячих ча-
стей обеспечивает возможность ее
пуска из любого теплового состояния
беч ограничения по времени.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
УСТРОЙСТВО ТУРБИН КТЗ
3.1. ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ
Использование турбин КТЗ в со-
ставе многочисленных разрозненных
промышленных электростанций ма-
лой и средней мощности потребова-
ло уделить большое внимание ком-
пактности конструкций, малой ме-
таллоемкости, хорошей ремонтопри-
годности и удобству обслуживания.
Турбины разработаны на базе ши-
рокой унификации и типизации ос-
новных узлов и деталей, что позво-
лило использовать методы серийно-
го производства, упростить комп-
лектование турбин запасными ча-
стями.
Выполнение указанных требова-
ний стало возможным благодаря
внедрению ряда новых конструктив-
ных решений.
Для отработки конструктивных
элементов и технологии произведет
ва турбин на КТЗ созданы и экс-
плуатируются большое число экспе-
риментальных стендов и исследова-
тельских установок, позволяющих
провести подробное исследование
процессов и отработку новых эле-
ментов конструкции.
Большое внимание уделяется ло-
паточным аппаратам и роторным
конструкциям, для исследования ко-
торых действует большое число ис-
следовательских стендов и привле-
чена современная виброизмеритель-
ная техника.
На рис. 3.1 показан один из стен-
дов для испытания лопаток на уста-
лость при приложении растягиваю-
щей нагрузки, а на рис. 3.2—уста-
новка для исследования процессов
автофретирования турбинных дис-
ков
Для комплексной отработки про
точных частей турбин лаборатории
завода располагают рядом исследо-
вательских экспериментальных одно-
и многоступенчатых турбин, обеспе-
чивающих проведение исследований
37
Рис. 3.2. Установка для исследования про-
цессов автофретирования турбинных дисков
Ч Рис. 3.1. Стенд для испытания лопаток на
усталость при приложении растягивающей
нагрузки
Рис. 3.3 Одна из первых экспериментальных турбин КТЗ
Рис. 3 4. Стенд для исследования динамической жесткости опорных подшипников
турбин
с теплоперепадами на ступень
вплоть до чисел M=3,0-i-3,5 на пе-
регретом и влажном паре.
На рис. 3.3 приведена одна из
первых экспериментальных турбин
завода.
Для отработки динамики различ-
ных конструкции действуют несколь-
ко исследовательских стендов, в том
числе стенды для исследования ди-
намической жесткости опорных под-
шипников турбин (рис. 3.4).
3 2. КОРПУС ТУРБИНЫ
Различные начальные параметры
пара—давление от 8,83 до 14,7 МПа
и температура от 535 до 350 °C, раз-
личное конечное давление и давле-
ние регулируемых отборов, а также
способы регулирования определили
конструктивные различия корпусов
и применяемых марок материалов
при наличии общих для всех корпу
сов решений.
Турбины привода электрических
генераторов имеют сопловое паро-
распределение, которое расположено
в клапанной коробке, установленной
в верхней половине передней части
корпуса турбины. В сочетании с соп-
ловой коробкой клапанная коробка
образует паровпуск турбины.
В зависимости от начальных па-
раметров пара паровпуски выполне-
ны либо в виде цельнолитой конст-
рукции (рис. 3.5,о), либо сварно-
литой из отдельных клапанной и
сопловой коробок и собственно кор-
пуса (рис. 3.5, б). Все турбины с
сопловым парораспределением
(кроме ПТ 12-35/ЮМ, имеющей пе-
репуск в нижнюю половину) имеют
степень парцнальности менее 0,5.
Паровпуск приварен в середине
верхней половины корпуса.
Турбины, предназначенные для
привода питательных насосов и воз-
духодувок мощных энергоблоков,
имеют дроссельное парораспределе-
ние. В этом случае регулирующие
клапаны 2 размещают по бокам
нижней половины передней части
корпуса турбины 1, их литые корпу-
са 3 приварены к ее корпусу. Под-
39
Рис. 3.5. Паролпуски цельнолитой
P-6-35/3M (б)
турбины ПТ-25-90/ЮМ (о) и сварно-литой турбины
вод пара к регулирующей ступени у
этих турбин полный (рис. 3.6).
Средние части корпусов турбин
стыкуют с передними и выхлопными
частями при помощи сварки или вер-
тикальных технологических разъе-
мов. Для турбин с регулируемыми
отборами предусмотрены приливы
для установки крышек с уплотне-
ниями штоков поворотных диаф-
рагм, а в нижних половинах — пат-
рубки регулируемых и нерегулируе-
мых отборов. Для турбин с противо-
давлением иногда средние части
объединены с выхлопными. Такое
решение присуще для турбин с вы-
соким противодавлением и позволя-
ет отказаться от вертикального
разъема.
Выхлопная часть турбины с про-
тиводавлением имеет небольшие
размеры, цилиндрическую форму,
один или два патрубка и стыкуется
с отводящим трубопроводом либо
посредством фланцевого соединения,
либо сваркой. Выхлопная часть кон-
денсационной турбины, как правило,
имеет в свету прямоугольную фор-
му и крепится либо непосредственно
к горловине конденсатора, либо че-
рез переходной патрубок. В перед-
ней и задней частях корпусов вы-
полнены расточки для установки
концевых уплотнений, а также пат
рубки отсосов и подводов пара к
уплотнениям.
На передних и выхлопных час-
тях корпусов имеются лапы или
полуфланцы, вертикальные шпонки
и другие элементы крепления корпу-
сов турбины к передним и задним
подшипникам или фундаментам. От
организации системы опирания кор-
пусов зависит стабильность центров-
ки турбины и надежность эксплуата-
ции, поэтому этим вопросом при
проектировании и монтаже уделяет-
ся большое внимание. Форма корпу-
са, его симметрия, отсутствие мест-
ных утолщений в стенках, равномер-
ные переходы от стенок к фланцам
повышают маневренные качества
турбины.
В зависимости от параметров
пара корпуса турбин изготавлива-
ют литыми из сталей 20ХМФЛ,
20ХМЛ и 25Л или сварными из ста-
ли 20 На ряде ранее выпущенных
турбин выхлопные части изготовле-
ны из чугуна марки МСЧ 28-48. Все
сварные корпуса термообрабатыва-
ют для снятия внутренних напряже-
ний и стабилизации формы, а каче-
ство швов проверяют керосиновой
пробой или люминесцентным спосо-
бом, гидроиспытанием, ультразвуко-
вым или рентгеноконтролем в зави-
симости от параметров, при которых
будет работать шов.
Плотность разъемов корпусов
обеспечивается чистотой обработки
и плоскостностью их поверхностей.
Все разъемы шабрятся, и плоскость
проверяется свободным наложением
верхнего корпуса на нижний, при
этом по разъему как с наружной,
так и с внутренней сторон не дол-
жен проходить щуп 0,05 мм, а при
затяжке 30 % крепежа — 0,03 мм.
Такие же проверки выполняют и при
ремонтах. Разъем собирают на спе-
циальной мастике. Для сохранения
затяжки крепежа разъемов должны
соблюдаться требования по его за-
тяжке, а места под установку точно
об р абатываться. Непараллельность
плоскостей подрезок под гайки отно-
сительно плоскости разъема не дол-
жна превышать 0,05 мм и неперпен-
дикулярность осей резьбовых отвер-
стий относительно плоскости разъе-
ма — 0,1 мм на 100 мм.
3.3. РОТОР ТУРБИНЫ
Во всех турбинах, предназначен-
ных для привода электрических ге-
нераторов, независимо от парамет-
ров пара применены составные
роторы, а в турбинах для привода
питательных насосов и воздуходу-
вок — цельнокованые.
Все составные роторы турбин
гибкие. Главными отличительными
особенностями составных роторов
являются (рис. 3.7): диски без сту-
пиц 2; валы постоянного диаметра 4
(под посадку дисков); крепление
дисков на валу в осевом направле-
нии с помощью специальных ко-
лец 3; использование рабочего коле-
са главного масляного насоса 1 в
качестве упорного гребня опорно-
упорного подшипника; зубчиковые
хвосты лопаток; закрепление усиков
концевых уплотнений в валу.
Известно, что в дисках, насажен-
ных на вал, максимальные напряже-
ния возникают на внутренней рас-
точке Это приводит к увеличению
размеров ступицы диска, толщина
ступицы в несколько раз превышает
толщину полотна диска, увеличива-
ются осевые размеры ротора и всей
турбины. Диафрагменные уплотне-
ния в этом случае располагают па
41
2
Рис. 3.7. Составной ротор турбины ПТ-25-90/ЮМ
сгупицах дисков, что снижает эко-
номичность турбины. Для составных
роторов КТЗ разработан и внедрен
способ снижения рабочих напряже-
ний на расточке диска с одновремен-
ным уменьшением размеров ступиц,
суть которого заключается в созда-
нии в диске предварительных внут-
ренних напряжений, обратных по
знаку рабочим, автофретированием
путем вращения [11]
Этот эффект достигается тем, что
на специальной установке каждый
диск раскручивают до частоты вра-
щения, при которой на расточке воз-
никают напряжения, равные преде-
лу текучести, и металл этой зоны
получает остаточную деформацию
После создания в диске зоны опре-
деленной пластической деформации
диск останавливают. В результате
наружная недеформироваиная зона
будет сжимать внутреннюю и созда-
вать в ней сжимающие остаточные
напряжения. В автофретированном
диске, насаженном с натягом на вал,
при вращении возникнут напряже-
ния, противоположные по знаку с
остаточными напряжениями авто-
фретирования, и суммарные напря-
жения на расточке уменьшатся. Ав-
тофретирование расширяет возмож-
ности использования в зоне низких
температур дисков из менее легиро-
ванных сталей, позволяет применить
валы постоянного диаметра, создать
унифицированный ряд типоразмеров
дисков, и, следовательно, увеличить
их серийность. Применение вала по-
стоянного диаметра потребовало
разработки специального крепления
дисков на валу в осевом направле-
нии. В связи со снижением напряже-
ний на расточке автофретированные
диски позволяют иметь повышенные
натяги по посадке диска на вал, что
обеспечивает надежную их эксплуа-
тацию практически без закрепления
на валу в осевом направлении. Ис-
ходя из этого все турбины КТЗ сна-
чала выпускались только с техноло-
гическими фиксирующими кольца-
ми, имеющими малую толщину и
небольшое западание в проточки на
валу. Кольца устанавливали при на-
греве до температуры 450 -480 °C и
после заведения в проточку их про-
ворачивали в процессе охлаждения
до полного вхождения в канавку.
Однако опыт длительной эксплуата-
ции турбин в условиях частых пус-
ков и остановов выявил случаи осво-
бождения и сползания дисков при
частых и резких изменениях режи-
мов работы. Для устранения этого
явления был разработан и внедрен
в нескольких вариантах способ бо-
лее надежного закрепления дисков
на валу в осевом направлении. При
этом в случае посадки дисков в на-
правлении по ходу пара (рис. 3.8, а)
диск 1 упирается в разрезное коль-
цо из двух половин 3, устанавливае-
мых в глубокую проточку на валу 6.
Это кольцо имеет значительно боль-
шие размеры как по толщине, так и
по диаметру по сравнению с техно-
логическими и в состоянии удержать
диск даже при полностью исчезнув-
шем натяге. От выпадания из канав-
ки под действием центробежных сил
кольцо удерживается проточкой в
диске (рис. 3.8,а). Со стороны паро-
впуска перед диском устанавливает-
ся технологическое неразрезанное
кольцо 2.
На роторах, у которых диаметр
главного масляного насоса выше по-
садочного диаметра вала, посадка
дисков осуществляется со стороны
выхлопа (рис. 3.8, б), т. е. против
хода пара. Для таких конструкций
диск / по ходу пара также крепится
разрезным кольцом 5, состоящим
из двух половин и вставляемом в
глубокую проточку на валу 6, и фик-
сируется цельным кольцом с проточ-
кой 4. которе с натягом надевается
на разрезное, фиксируя его положе-
ние в работе (рис. 3.8,6).
Отличительной чертой роторов
является объединение главного мас-
ляного насоса в один узел с опорно-
упорным подшипником. Рабочее ко-
лесо насоса, выполненное заодно с
валом турбины, одновременно явля-
ется гребнем упорного подшипника.
Такая конструкция обеспечивает
компактность и сниженные потери
мощности в этом узле турбины.
43
Составные роторы имеют от 4 до
19 рабочих колес; во всех дисках, за
исключением последних ступеней
конденсационных турбин, преду-
смотрены разгрузочные отверстия.
Диски насаживают на вал с натя-
гом, обеспечивая превышение осво-
бождающей частоты вращения над
рабочей 20—50 % в зависимости от
места установки на валу. Все диски
фиксируют от проворачивания про-
дольными шпонками 5 (рис. 3.7).
Для обеспечения симметрии ротора
шпонки размещают по винтовой ли-
нии под углом 120°.
Для отдельных типов турбин вы-
соких параметров (например,
ПТ-25-90/10М, Р-12-90/31М.
Р-12-90/18М) посадка на вал диска
регулирующей двухвенечной ступе-
ни осуществляется с пальцевой
втулкой: в расточку диска заво-
дится втулка, которая радиальными
штифтами соединена с диском.
При быстрых пусках диск может
освобождаться от посадки, но натяг
между втулкой и валом сохраняет-
ся, так как втулка представляет со-
бой сравнительно тонкое кольцо;
штифты, входящие в тело диска,
удерживают его от проворачивания,
не препятствуя радиальным расши-
44
рениям и сохраняют соосность диска
с валом.
Рабочие колеса в зависимости от
теплоперепада и центробежных сил
имеют цельнофрезерованные лопат-
ки или лопатки из светлокатаного
профиля с промежуточными телами.
Большинство лопаток закрепляют в
дисках при помощи зубчиковых
хвостов и зубчиковых пазов, прото-
ченных в ободах дисков; лопатки за-
водят через замковые вырезы, кото-
рые после набора лопаток запира-
ются замком (рис. 3.8).
В двухвенечном колесе одним
замком запираются оба венца лопа-
ток. Замок состоит из замковых ло-
паток 7, S и двух боковых клиньев 9.
Клинья заводят через средний пря-
моугольный вырез, закрываемый
вставкой 10, которая крепится к
диску винтом 11. Замковые лопатки
заводят сверху, и поэтому зубчики
на их хвосте выполняют только со
стороны клиньев. Установка замко-
вой лопатки с натягом обеспечивает
плотное прилегание лопаток друг к
другу. Разборка такого замка про-
изводится путем вывинчивания вин-
та И, удаления вставки и боковых
клиньев 9 (рис. 3.8, в).
Запирание лопаток в одновенеч-
ных колесах, с тангенциальной за-
водкой осуществляется двумя лопа-
точными замками. Замок состоит из
замковой лопатки 12, закрепленной
двумя сквозными заклепками 13.
В этом случае замок может быть
разобран только путем высверлива-
ния заклепок (рис. 3.8,г). На от-
дельных турбинах применяется креп-
ление с помощью замковых клиньев
14 и 15 (рис. 3.8, д)
В последних ступенях конденса-
ционных турбин лопатки с Зубчико-
выми хвостами заводят с торца в
соответствующий паз диска и стопо-
рят пластинами 16 (рис. 3.8, е). Для
обеспечения сбалансированности в
роторе лопатки последних ступеней
конденсационных турбин развеши-
вают на моментных весах и нумеру-
ют в порядке убывания момента. Ус-
тановка лопаток в диски произво-
дится в соответствии с этим разве-
шиванием. На ободе диска наносят
порядковый номер паза, соответст-
вующий номеру лопатки.
На всех рабочих колесах турбин
с противодавлением и иа первых
ступенях конденсационных турбин
рабочие лопатки по периферии
скрепляют пакетным ленточным бан-
дажом. Бандажи к лопаткам крепят
при помощи расклепки шипов, вы-
полненных заодно с телом лопатки.
Бандажи и шипы после расклепки
контролируются на отсутствие тре-
щин. В пакет лопаток, скрепленных
одним бандажом, входит, как прави-
ло, от 10 до 13 лопаток. Для вибра-
ционной отстройки и демпфирова-
ния колебаний лопатки последних
ступеней конденсационных турбин
связывают демпферной иепаяной
разрезанной проволокой. Стыки про-
волок располагают в шахматном по-
рядке. Для предотвращения смеше-
ния демпферной проволоки концы ее
отгибают или выполняют наплавки
буртов по концам, при этом обеспе-
чивается возможность перемещения
проволоки относительно отверстий в
лопатках примерно иа 2 мм.
После сборки все роторы дина-
мически балансируют сначала без
VUOl-Sl-'M
45
насаженной полумуфты, затем с
муфтой. Короткие роторы баланси-
руют з двух плоскостях, длинные—
в трех. Для размещения балансиро-
вочных грузов на боковых внешних
поверхностях первого и последнего
дисков предусмотрены кольцевые
проточки типа «ласточкин хвост».
После стендовых испытаний турби-
ны и опробования регулятора безо-
пасности проводят контрольную ба-
лансировку ротора.
Во всех роторах под диафрагмен-
ные уплотнения на валу между дис-
ками проточены лабиринтные усту-
пы н канавки для снижения тепло-
вых напряжений. Лабиринты в кон-
цевых уплотнениях ротора выполне-
ны с усиками, заввльцованными в
канавки, проточенные либо непо-
средственно на валу, либо в специ-
альных, насаженных нагорячо на
вал втулках. Во всех роторах за
концевыми уплотнениями размеше-
ны пароотбойные и маслоотбойные
гребни. Между шейкой переднего
опорного подшипника и маслоотбой-
ным гребнем в расточке вала уста-
навливают один или два регулятора
безопасности.
В отдельных турбинах на входе
н асоса-регул ятор а устав а вливают
специальный клапан, позволяющий
производить опробование регулято-
ров безопасности на ходу турбины
без повышения частоты вращения
ротора.
В турбинах КТЗ для привода пи-
тательных насосов и воздуходувок
крупных энергетических блоков при-
меняются цельнокованые роторы.
Они обеспечивают широкий диапа-
зон изменения частот вращения при
высоком уровне напряжений. Рото-
ры имеют относительно небольшое
число рабочих колес — от 7 до IО
(рис. 3.9). Все диски этих роторов
выполнены из поковки с централь-
ным отверстием и имеют парораз-
рузочные отверстия. Короткие ло-
патки крепят в тангенциальных па-
зах дисков с помощью зубчиковых
хвостов. Запирание осуществляется
замковыми лопатками, фиксируемы-
ми двумя, а в отдельных случаях
46
тремя штифтами. Последние ступе-
ни имеют лопатки с торцевой завод-
кой.
Несколько отличается по отдель-
ным элементам конструкция ротора
турбины Р-П-15/ЗП. Здесь нет цен-
трального отверстия, и запирание
лопаток в диске осуществляется
замком, состоящим из двух проме-
жуточных тел и замкового клина-
Ротор турбины типа К-12-10ПА вы-
Рис. 3.10 Группа ступеней давления со сту-
пенью-сепаратором и диафрагмой с внутри-
канальной сепарацией:
I — ротор. 2 — диафрагма;
сепаратора: 4 — диафрагь
сепарацией
внутриканальной
полнен без главного масляного на-
соса и с насадным упорным гребнем.
С целью накопления опыта на
ряде турбин К-12-1 ОПА установлена
специальная седьмая ступень
(рис. 3.10), выполняющая функции
ступени-сепаратора. От других сту-
пеней она отличается густотой ре-
шетки и специальными лопатками
рабочего колеса. Лопатки изготовле-
ны из титанового сплава и выполне-
ны заодно с бандажной полкой. Пос-
ле сборки их сваривают по полкам
между собой в пакеты из 10—13 ло-
паток. В верхней части лопаток на
половине высоты на входной части
профиля со стороны спинки имеются
продольные канавки. В полках вы-
полнены радиальные сверления.
При работе турбины собравшаяся в
канавках влага под действием цен-
тробежных сил отбрасывается к пе-
риферии и выводится через отвер-
стия во влагоулавлнвающую камеру
(рис. 3.10).
Роторы этих турбин работают в
широком диапазоне частот враще-
ния, поэтому количество лопаток со
связями на таких роторах больше.
Так, например, в роторе турбины
типа К-12-1 ОПА на девяти ступенях
из десяти помимо ленточных банда-
жей применены и проволочные свя-
зи, а на 8-й, 9-й, 10-й ступени — по
два ряда демпферных проволок.
Требования к установке лопаток, к
бандажам и демпферной проволоке
такие же. как и для составных рото-
ров.
3.4. СОПЛОВЫЕ И РАБОЧИЕ РЕШЕТКИ
Проточные части энергетических
и приводных турбин малой я сред-
ней мощности имеют ряд особенно-
стей, существенно определяющих
конструкцию их решеток и ступе-
ней:
1. Малые объемные пропуски па-
ра в головной части турбины в ряде
случаев требуют применения дозву-
ковых или сверхзвуковых ступеней
в качестве регулирующих для сни-
жения числа ступеней и выхода и а
приемлемые параметры пара для
остальной проточной части. На
рис. 3.11 приведена зависимость
t)m—f (и/co) такой ступени.
2. Малые высоты лопаток первых
ступеней требуют применения спе-
циальных профилей направляющих
и рабочих лопаток и меридионально-
го профилирования бандажей, а для
сопл со сверхзвуковыми скоростя-
ми — п ри менен и я осесим м етричных
пространственно ориентированных
профилированных каналов с перере
зап нем на выходе.
3 Для уменьшения числа ступе-
ней и размеров проточной части в
ряде случаев применяют ступени с
пониженными и/с0.
4. Используют комплексные си-
стемы влагоудаления непосредст-
венно из проточной части для тур-
Рис 3.11 Зависимость КПД от ы/с« сверх-
звуковой ступени (см. рис. 3.13) /«=11 мм
при полном подводе; отношения давлений-
12 {/); 10 (2); 8 (5)
бин с низкими начальными пара-
метрами пара (например, на турби-
не К-12-1 ОПА).
5. Проводят динамическую отра-
ботку лопаточных аппаратов для
условий сложного и переменного
спектра возбуждающих сил.
На рис. 3.12 показаны основные
типы рабочих и сопловых лопаток.
Большинство лопаток паровых тур-
бин КТЗ имеют профильные части
постоянного сечения с закреплением
в дисках Зубчиковыми хвостами.
В зависимости от на гружен ности ло-
патки выполняют из светлокатаного
профиля с отдельным или выполнен-
ным заодно с лопаткой промежуточ-
ным телом (лопатки 5 и 6) и обяза-
тельно устанавливают клепаный
бандаж.
Лопатки последних ступеней кон-
денсационных турбин выполняют с
переменным профилем и в зависи-
мости от центробежных сил закреп-
ляют в диске тангенциальными или
осевыми Зубчиковыми хвостами (ло-
патки 1 и 2).
Для сепарации крупнодисперс-
ной влаги из проточной части турби-
ны применяют специальные ступе-
ни — сепараторы влаги (лопатка 3,
на которой выполнены канавки 4, и
крышеобразный бандаж для сбора
и транспортировки влаги).
Сопловые лопатки для ступеней
с малой высотой (лопатка 9) имеют
постоянный, а для ступеней с закру-
ченными лопатками — переменный
47
профиль (лопатка 7). Для ступеней,
работающих в области влажного
пара, диафрагменные лопатки вы-
полняют полыми со щелями на спил-
ке и выходной кромке, выполненны-
ми на 1/3 верхней части лопатки
(лопатка 8). Из полости лопатки
производится отсос влаги в конден-
сатор.
Для обеспечения высокой эффек-
тивности проточных частей турбин
решетки и ступени КТЗ проходят
всестороннюю отработку на газоди-
намических стендах, одно- и много-
ступенчатых экспериментальных
турбинах в широком диапазоне из-
менения геометрических и режим
ных параметров. Эти исследования,
как правило, проводятся совместно
со снятием динамических характе-
ристик рабочих лопаток.
Как на всех турбинах, так и на
турбинах малой мощности большое
внимание уделяется вибрационной
прочности рабочих лопаток, которая
достигается всесторонней отработ-
кой лопаток в процессе проектирова-
ния, качеством изготовления, все-
Рис. 3 12. Основные типы рабочих и направляющих лопаток
48
сторонним контролем формы и каче-
ства примененного материала на
всех стадиях производства, а также
высоким уровнем эксплуатации.
В процессе проектирования рабо-
чих лопаток рассчитывают и экспе-
риментально определяют все собст-
венные формы колебаний одиночных
лопаток, лопаток, собранных в па-
кеты, и об лопаченных дисков. На
рис. 3.13 для примера приведены
вибрационные характеристики обло-
пачивания 7-й ступени турбины
Р-11-15/ЗП. Эти характеристики в
сочетании со спектром динамиче-
ских сил, воздействующих на сту-
пень, определяют зоны допустимых
режимов работы ступени и соответ-
ственно турбины в целом, что огова-
ривается в эксплуатационной доку-
ментации. Малый уровень динамиче-
ского возбуждения лопаток в турби-
не и высокая стабильность уровня
динамических сил — основной за-
лог надежной работы лопаточного
аппарата.
Основными источниками силово-
го вибрационного воздействия на
лопатки являются:
1) газодинамическое возбужде-
ние, кратное числу рабочих каналов,
числу технологических стыков с
большими погрешностями (напри-
мер, стыков диафрагм), числу газо-
динамических стыков при подводе
рабочего тела в регулирующих сту-
пенях, а также воздействие срывных
явлений в потоке пара и обратное
течение пара в последних ступенях,
возникающие при малых нагруз-
ках;
2) возбуждение отраженными
звуковыми волнами от симметрич-
ных и несимметричных устройств в
выхлопных патрубках, камерах от-
боров, паровых щитах и других
устройствах;
3) возбуждение активными фор-
мами колебаний системы роторы —
соединительные муфты — опоры ро-
торов;
4) косвенное возбуждение актив-
ными формами колебаний, вызван-
ных магнитным полем генератора,
гидродинамическими процессами
4 Зак 2М9
Рис. 313. Вибрационные характеристики
7-й ступени турбины Р-11-15/ЗП при воз-
буждении ао вращении.
I — такгсициальные нерезонансные колебания.
<Т“16 1ЧПа. 2 — дисковые формы, краткость ко-
лебаний X-8-J-9. 0—64 МПа; 2 — тангенциальные
I тона, а-И .МПи
в питательных и предвключенных
насосах, зубчатыми редукторами
и т. д. В этом случае существенным
для уровня воздействия является
податливость связи турбины и ее
ротора с этими источниками.
Для лопаток различной длины
влияние перечисленных факторов
различно. Для относительно корот-
ких лопаток наиболее существенным
является возбуждение газодинами-
ческим потоком пара, широкополос-
ным гидродинамическим возбужде-
нием мощных питательных насосов
или зубцовыми частотами редукто-
ров. Наиболее опасными при танген-
циальной заводке лопаток в паз
диска являются аксиальные формы
колебаний пакетов (иногда и паке-
тов с диском) с одним, двумя, а при
высоком уровне возбуждения и с
тремя узлами. В случаях высоких
уровней возбуждения целесообразна
установка проволочных демпферных
связей, соединяющих через две
крайние лопатки соседние пакеты
(например, в турбине К-12-10ПА).
49
Рис, 3.14. Усталостная характеристика зуб-
чикового хвостовика лопатки с тангенци-
альной заводкой (Pct — статическое уси-
лие, кН)
Для отстройки собственных ча-
стот пакетов лопаток от опасных по
внутрипакетным тангенциальным в
пакетным аксиальным формам рас-
четом и экспериментально находят
оптимальное количество лопаток в
пакете. Пакет формируют клепаным
бандажом. Правильная форма бан-
дажа и динамические параметры па-
кета обеспечивают надежное приме-
нение клепаных бандажей и в обла-
сти высокого давления регулирую-
щих ступеней турбин типа ПТ-25-90
и Р-12-90.
В некоторых случаях для от-
стройки внутрипакетных форм коле-
баний применяют дополнительную
паяную проволочную связь между
лопатками пакета.
Для длинных лопаток наиболее
опасными являются формы, кратные
частоте вращения ротора. Высокие
уровни напряжений, а для турбин с
глубоким изменением частоты вра-
щения — неизбежное попадание в
неблагоприятные зоны совмещения
резонансов по собственным формам
колебаний с высокими уровнями ди-
намических сил приводят к необхо-
димости при проектировании опре-
деления фактических усталостных
характеристик лопаток по всем
опасным формам колебаний и опре-
деления действующих динамических
сил в реальной турбине. Практиче-
ски при проектировании все длин-
ные лопатки турбин КТЗ проходят
через усталостные испытания.
На рис. 3.14 приведена усталост-
ная характеристика одного из зуб-
50
чнковых хвостовиков рабочей ло-
патки при аксиальных колебаниях
и при приложении растягивающей
нагрузки. Систематически проводи-
мое КТЗ определение истинных ди-
намических напряжений в лопатках
турбин для привода насосов и ком-
прессоров обеспечивает достижение
необходимых запасов прочности в
широком диапазоне эксплуатацион-
ных рабочих режимов. Выход за ус-
тановленную рабочую зону не до-
пустим, так как может привести к
опасному совмещению неблагопри-
ятных частот динамических сил с
собственными частотами колебаний
лопаточного аппарата и поломкам
лопаток.
Как показал многолетний опыт,
для существенного снижения дина-
мических напряжений в лопатках
могут служить демпфирующие свя-
зи, в которых происходит рассеива-
ние колебательной энергии за счет
трения. Такие связи в виде разрезных
проволок, установленных в каждом
кольце в шахматном порядке, при-
менены фактически на всех ступенях
с длинными лопатками и обеспечива-
ют высокую вибрационную надеж-
ность таких ступеней. Для сохране-
ния эффективности таких связей в
эксплуатации необходимо следить
за прилеганием демпферных прово-
лок к лопаткам и за их подвижно-
стью.
Для обеспечения длительной, на-
дежной и экономичной работы лопа-
точного аппарата необходимо соб-
людение следующих условий:
1. Соблюдение чистоты пара в
соответствии с ПТЭ во избежание
заноса проточной части солями и ок-
сидами, а также отложения солей
на рабочих поверхностях лопаток.
Помимо ухудшения экономичности
турбины это может привести при
стоянках к серьезным коррозионным
нарушениям поверхности лопаток и
потере их прочности.
2. При длительных стоянках во
избежание, коррозии проточной ча-
сти необходима консервация турби-
ны.
3. При ремонтах рекомендуется
проводить тщательный контроль
вибрационного состояния лопаточ-
ного апарата с проверкой состояния
лопаток, бандажей и связей Все
нарушения должны исправляться.
Солевые отложения должны уда-
ляться, а причины их возникнове-
ния устраняться. Особое внимание
необходимо обращать на качество
питательной воды, присосы охлаж-
дающей воды в конденсаторы, попа-
дание солей при регулировании тем-
пературы пара в котлах путем
впрыска воды.
4. Вибрационное состояние тур-
бины и сопрягаемого с ней оборудо-
вания должно систематически кон-
тролироваться и при изменении его
состояния приводиться в норму. Для
турбин повышенной ответственности
(изолированные отдаленные элек-
тростанции, технологические турбин-
ные приводы в сложных энергетиче-
ских и энергохимических комплек-
сах) необходимо следить за ста-
бильностью спектра вибраций тур-
бины и приводимого в действие аг-
регата в диапазоне частот от 20 до
(2-j-5) 103 Гц. При существенном
изменении спектра необходимо уст-
ранять причины изменения спектра
вибраций.
5. Сопловые аппараты диафрагм,
сопряжения диафрагм с корпусом и
половин диафрагм друг с другом
должны содержаться в технически
исправном состоянии.
6. Должны быть приняты все ме-
ры, надежно предупреждающие по-
падание воды в проточную часть
турбины, например, со свежим па-
ром или из отборов, неисправных
подогревателей, бойлеров и неис-
правных дренажей при переключе-
ниях в системах турбоустановки
3.5 ТУРБИННЫЕ ДИАФРАГМЫ
В турбинах КТЗ применяются
диафрагмы двух конструкций: сталь-
ные сварной конструкции; чугунные
литые с залитыми стальными лопат-
ками.
Турбинные диафрагмы установ-
лены в расточках корпусов турбин
между рабочими колесами. Кроме
того, перед рабочими колесами регу-
лирующих ступеней устанавливают
сегменты сопл (рис. 3.15).
Стальные диафрагмы (рис. 3.16)
сварной конструкции имеют про-
фильные сопловые лопатки 1, уста-
новленные в меридиональные цилин-
дрические или профильные бандажи
2 и закрепленные в полотнах и обо-
дьях электродуговой или электрон-
но-лучевой сваркой. Условия, в ко-
торых работают диафрагмы различ-
ных ступеней и турбин, не одинако-
вы. Это находит отражение в конст-
руктивном исполнении диафрагм.
Диафрагмы первых ступеней тур-
бин высоких параметров из условий
прочности и жесткости имеют более
массивные ободья 3 и полотна 4.
Рис 3 15 Типы сегментов сопл и первая ступень лавления:
4'
Лопатки небольшой высоты изготав-
ливают из сталей типов ЭП-428 или
20Х13П1. Каналы, как правило, раз-
биты перегородками 5 на группы,
причем наибольшая густота этих
перегородок у разъема.
Диафрагмы последних ступеней
имеют более раскрытую проточную
часть, длинные и широкие лопатки.
В этих случаях перегородки отсут-
ствуют. Характерными особенностя-
ми отличаются диафрагмы послед-
них ступеней турбины К-12-1 ОПА.
Эти диафрагмы имеют полые лопат-
ки для внутриканальной сепарации
влаги из проточной части. В полотне
и ободе этих диафрагм имеются
кольцевые каналы для сбора и вы-
вода отсепарированной влаги (ло-
патка 8 на рис. 3.10),
Каждая сварная диафрагма со-
стоит из двух половин и имеет гори-
зонтальный разъем, на котором ус-
танавливают призматические шпон-
ки. Шпонки крепят винтами к верх-
ним половинам диафрагм. Назначе-
ние этих шпонок — зафиксировать
верхнюю половину относительно
нижней в осевом направлении, а
также уплотнить разъем. Для фик-
сации половин диафрагм в попереч-
ном направлении на некоторых
дафрагмах устанавливают верти-
кальную контрольную шпонку, ко-
торая фиксирует половины диаф-
рагм в поперечном направлении, а
также позволяет контролировать
правильность центровки их в корпу-
се турбины. Эту шпонку закрепляют
в полотне нижней половины диаф-
рагмы одним или двумя винтами.
Для обеспечения надежной и
экономичной работы турбины важна
центровка диафрагм относительно
корпуса. Центровка осуществляется
в горизонтальной и вертикальной
плоскостях. Центровка в горизон-
тальной плоскости осуществляется
за счет перемещения диафрагмы по-
перек оси турбины и фиксации ее в
Рис. 3 16 Диафрагма стальная ЧВД ПТ-25-90/ЮМ
52
пазу корпуса при помощи центро-
вочной шпонки, закрепленной в
нижней, а иногда дополнительно и
в верхней половине диафрагмы.
В некоторых типах турбин центров-
ку верхних половин осуществляют
винтами.
Нижние половины диафрагм ус-
танавливают в корпусе турбины
на подвесках 6. Иногда на подвес-
ках устанавливают и верхние поло-
вины. Подвески закрепляют в диаф-
рагмах призматическими или цилин-
дрическими хвостовиками. Верхние
половины диафрагм при подъеме
верхней половины корпуса удержи-
вают в ней стопорными планками.
Пригонка опорных поверхностей
подвесок позволяет отцентровать
диафрагмы в вертикальном направ-
лении. Окончательная цель центров-
ки диафрагм относительно корпуса
и ротора — обеспечение необходи-
мых зазоров в проточной части и
в диафрагменных уплотнениях 7
Допустимы следующие размеры
зазоров в проточной части ступеней
давления (рис. 3.15) -
Обозначение зазора Зазор, мм
А . ............. 0,7—1,5
5 ...........0,4—1,0
В .... . 0,4—1,0
В диафрагменных уплотнениях
допустимы следующие размеры за-
зоров (рис. 3.16):
Зазор, мм для ступени-
А uopx-f-Лдиз
высокого
давления
0,3—0,5
0,7—0,9
2,4—4,1
2,6—4,2
0.2—0,3
0.3—0,5
3,2—5,0
0,2—03
В сегментах сопл и первых диа-
фрагмах устанавливают паровые
щиты, выполняющие роль надбан-
дажных уплотнений. В них заваль-
цовывают уплотнительные усики
(рис. 3.15, 3.16). В последних ступе-
нях приводных турбин паровые щи-
ты, как правило, крепят к корпусу
турбины. Бандажи диафрагм этих
ступеней имеют специальные про-
фильные козырьки, выполняющие
роль влагоулавливающих устройств.
Во внутренней расточке полотна
диафрагм выполнен Г-образный или
Т-образный кольцевой паз для уста-
новки уплотнительных колец (7 на
рис. 3.16), уплотняющая часть кото-
рых состоит из чередующихся ко-
ротких и удлиненных усиков, распо-
ложенных против соответствующих
впадин и выступов на роторе. Для
выбора материала усиков уплотне-
ний при истирании в условиях сухо-
го трения были выполнены исследо-
вания ряда материалов пар трения.
Во время исследований проводили
измерения температуры нагрева уси-
ка и его износ. Были определены
скорость износа материала уснков и
характер износа в зависимости от
прилагаемой нагрузки. На основа-
нии проведенных исследований и в
зависимости от параметров пара вы-
браны две марки материала усиков:
листовая нержавеющая сталь
12XI8H10T и мягкий листовой ней-
зильбер МНЦ15-20Н. Усики заваль-
цовывают в проточки сегментов уп-
лотнительных колец с помощью кон-
стантановой проволоки.
Каждое диафрагменное уплотни-
тельное кольцо состоит из шести
сегментов, по три сегмента в каждой
половине диафрагмы. Сегменты
верхней половины удерживаются на
разъеме шпонками. Сегменты вы-
ступами прижимаются к заплечикам
Г-образных и Т-образных расточек
с помощью плоских (по одной пру-
жине на каждый сегмент) или ви-
тых цилиндрических пружин.
Фиксация колец с помощью пру-
жин в рассточках диафрагм обеспе-
чивает податливость уплотнения и
малую силу прижатия уплотнения
к ротору при задевании усиков за
ротор. В каждом сегменте выполне-
на фрезеровка, соединяющая рас-
точку диафрагмы над кольцом с ка-
мерой перед диафрагмой, что допол-
нительно к усилию пружины поджи-
мает каждый сегмент к заплечику в
расточке диафрагмы. Сегменты
удерживаются от проворачивания
шпонкой, закрепленной винтом к по-
лотну диафрагмы. Между сегмента-
53
ми предусмотрен тепловой зазор
0,1—0,25 мм. Для отвода конденса-
та из Г-образных и Т-образных рас-
точек в нижней половине каждой
диафрагмы выполнено дренажное
отверстие.
В турбинах с регулируемыми от-
борами пара применяют поворотные
диафрагмы, выполняющие функции
парораспределений ЧСД и ЧНД.
Описания их конструкции даны
в § 6.4.
Литые диафрагмы изготавлива-
ются из чугуна и представляют со-
бой обод и полотно с залитыми в
них стальными лопатками. Ободья,
как правило, имеют влагоулавли-
вающие устройства. Устанавливают
диафрагмы в корпусе не на подвес-
ках, а на пригоняемых радиально
установленных в ободе винтах
пинах. В остальном эти диафрагмы
повторяют решения сварных диа-
фрагм. В настоящее время во всех
вновь проектируемых турбинах диа-
фрагмы последних ступеней выпол-
няют сварными.
3.6 . КОНЦЕВЫЕ УПЛОТНЕНИЯ
Для предотвращения протечек
пара из передней и задней частей
турбин с противодавлением и для
устранения подсосов воздуха в вых-
лопную часть конденсационных тур-
бин в местах выхода концов ротора
из корпуса турбины устанавливают
переднее и заднее концевые уплот-
нения (рис. 3.17).
В турбинах КТЗ применяют кон-
цевые уплотнения лабиринтового
типа. В первых турбинах применяли
Рис. 3.17. Переднее концевое уплотнение К-17
54
уплотнения с обоймами, которые ус-
танавливались непосредственно в
расточки корпуса и не скреплялись
по разъему. В более поздних и мо-
дернизированных турбинах приме-
нены уплотнения с обоймами 5, 6,
устанавливаемыми на подвесках 1.
Помимо обойм в комплекте кон-
цевых уплотнений устанавливают
внешние корпуса 4, которые крепят-
ся болтами к корпусу турбины.
Обоймы и корпуса выполнены из
двух половин с горизонтальным
разъемом. При установке обойм уп-
лотнений на подвесках последние
размещают в нижних половинах
обойм, крепят к обоймам и штифту-
ют аналогично подвескам диафрагм.
Для их центровки и фиксации в
нижних половинах обойм устанавли-
вают шпонки 2, 3, которые после
окончательной центровки закрепля-
ют сваркой и штифтуют. При этом
для обеспечения тепловых расшире-
ний между шпонками и обоймами в
радиальном направлении предусмот-
рен зазор не менее 1,5 мм.
Внешние корпуса уплотнений име-
ют патрубки для отсоса паровоздуш-
ной смеси или же для установки
вестовых труб. Уплотняющая часть
обойм и корпусов выполнена в виде
лабиринта, состоящего из чередую-
щихся канавок и выступов, против
которых находятся соответственно
длинные и короткие усики уплотне-
ния, Каждое из уплотнительных ко-
лец 7 состоит из шести сегментов 8,
по три сегмента в каждой половине.
Сегменты заводят в специальные
Г-образные или Т-образные проточ-
ки аналогично диафрагменным уп-
лотнениям и прижимают к фиксиру-
ющим сегменты буртам плоскими 9
пли витыми цилиндрическими пру-
жинами. Шаг между усиками задне-
го уплотнения (в особенности для
конденсационных турбин) больше,
чем на переднем, для исключения
осевых задеваний при взаимных теп-
ловых расширениях ротора и корпу-
са, Допускаются следующие разме-
ры зазоров, мм, в концевых уплотне-
ниях турбин (рис. 3.17):
С опиранием корпусов на лапы
Обозначение зазора. Зазор для уплотнения
переднего заднего
Аперк 0.2—0.4 0.2—0,4
д . 0.5—0,7 0.5—0.7
А левый, А правый 0.3—0,5 ОД-ОД
Б 1,8-2,1 3.8—4,1
В Не менее Не менее
2,5 4,5
Г 0.2—0,3 0,2—0.3
С креплением корпусов
на полуфланце
Обозначение зазора Зазор для уплотнения
переднего заднего
А . 0,3—0.5 0,3—0,5
Аниа+Апврх . - 0.6—0.8 0.6—ОД
Б . . 1.8—2.1 Не менее 3.6
в Не менее 2,1 0.2—0,3 4-5
г 0.2—0,3
Корпуса и обоймы образуют
между собой камеры, из которых
в зависимости от типа турбины и
тепловой схемы предусматривается
отбор пара или паровоздушной сме-
си. В каждом конкретном случае
распределение давлений по камерам
выбирается из условий исключения
пропаривания в машинный зал и
обеспечения минимальных подсосов
воздуха в систему уплотнений.
3,7 , ПОДШИПНИКИ И ГЛАВНЫЕ
МАСЛЯНЫЕ НАСОСЫ
Передние и задние подшипники,
являясь опорами ротора, обеспечи-
вают его центровку относительно
корпуса и статорных частей турбины
в радиальном направлении, а перед-
ний опорно-упорный подшипник
фиксирует положение ротора в осе-
вом направлении (рис, 3.18). Для
изменения динамических характери-
стик системы ротор — подшипник в
турбоприводах типа К-17 примене-
ны податливые подшипники специ-
альной конструкции, передний под-
шипник выполнен со встроенными
сильфонами, задний подшипник под-
вешен на упругой подвеске. При
этом исключается совпадение собст-
венных частот колебаний системы
55
регулирования.
колодкн упор-
Рис. 3.18. Передний опорно-упорный подшипник.
I — рабочее колесо насоса; 2 — крышка подшипника; ;
НОГО ПОДШНПНИКа; Б — ВКЛаДЫШ ОНОрНОГО ПОДШЯПНИКа, „ --yn/ivmn-
Телыюе кольцо; В — иапрапаяющий аппарат (сетка). 9 —корпус подшипника, 10 — обратный кла-
ротор—подшипник с рабочей часто-
той вращения (рис. 3.19).
Отличительной чертой турбин
КТЗ является объединение главно-
го масляного насоса в один узел с
опорно-упорным подшипником. Кон-
струкция насос — подшипник имеет
следующие особенности:
1) в качестве упорного диска ис-
пользовано колесо центробежного
масляного насоса, который является
датчиком импульса в систему регу-
лирования и одновременно обеспечи-
вает подачу масла на все узлы агре-
гата;
2) вкладыш переднего опорного
подшипника турбины одновременно
является уплотнением насоса;
3) подвод масла в пространство,
занимаемое упорными колодками,
осуществляется по периферии, а от-
вод — от внутренней поверхности;
4) смазка опорного и упорного
подшипников осуществляется при
высоком давлении масла (0,5—
1 МПа), так как эти подшипники
56
расположены в напорной камере
насоса;
5) смазка и охлаждение упорно-
го подшипника интенсифицированы
за счет протекающего через насос
масла.
Для повышения надежности и не-
сущей способности упорных подшип-
ников на КТЗ были проведены ис-
следования физических процессов,
возникающих в узлах трения при
стационарных и аварийных режимах
работы различных конструкций
упорных подшипников,
В опытах определялась несущая
способность подшипников при ста-
тическом и динамическом нагруже-
ниях, а также изучалось влияние
материалов и отдельных конструк-
тивных и режимных факторов на
несущую способность подшипников
в статических и динамических ре-
жимах.
На экспериментальных установ-
ках и на действующих турбинах бы-
ло исследовано более 35 типоразме-
ров упорных подшипников с разме-
рами упорного диска от 80 до
340 мм, с частотой вращения от
3000 до 6700 об/мин, с подводом
масла в центре и на периферии дис-
ка, а также периферийным подво-
дом с использованием давления цен-
тробежного насоса. Установлено,
что у подшипников с центральным
подводом смазки разрушающая на-
грузка и ее стабильность зависят от
давления масла во внутреннем про-
странстве, так как при недостаточ-
ном уровне давления в результате
воздействия «насосного эффекта»
упорного диска в отдельных местах
могут создаваться зоны разряжения,
где происходит вскипание масла
из-за расширения взвешенного воз-
духа, выделения растворенных га-
зов и вскипания растворенной в
масле влаги. Исследования показа-
ли, что у подшипников, имеющих
подвод масла на периферии упорно-
го диска, а слив в центре, из-за от-
сутствия условий для газирования
смазки несущая способность под-
шипников более высокая и стабиль-
ная. При исследовании влияния тол-
щины колодок различных конфигу-
раций было установлено существо-
вание оптимальной толщины для
каждого варианта колодок. Зависи-
мость разрушающей нагрузки от
толщины колодок имеет явно выра-
женный оптимум. Введение опти-
мальной толщины колодок позволя-
ет поднять несущую способность
подшипников одностороннего вра-
щения на 25 %. Это явление связа-
но с резким влиянием толщины ко-
лодок на термическую деформацию
Рис. 3.19. Упругая подвеска заднего подшипника
57
поверхности, а следовательно, на
форму и толщину гидродинамиче-
ского слоя (рис. 3.20,о).
Проверка взаимного влияния ко-
лодок на характеристики подшипни-
ка выявила зависимость температур-
ного режима колодок от расстояния
между ними в связи с переносом
теплоты с предыдущей колодки, осу
ществляемым нагретым предыдущей
колодкой слоем масла, не смывае-
мым радиальным потоком масла
(рис. 3.20,б). По этим причинам
температурный уровень поверхно-
стей скольжения и тепловая дефор-
мация колодок возрастают с умень-
шением зазора между колодками и,
следовательно, разрушающая удель-
ная нагрузка зависит от коэффици-
ента m—zQI (2л), где т — степень
заполнения колодками площади
упорного диска; г число колодок;
Q=lfR (/— ширина колодки по ок-
ружности среднего радиуса; R —
средний радиус колодок).
В диапазоне скоростей оср=
= 15-е-80 м/с оптимальные значения
коэффициента заполнения площади
определены в пределах тОпТ=
=0,35-j-0,8. На основании опытных
О 0,84 1,67 г,51 3,35 Л,ву?см-К)
бр ОЦСБ-3-2-2
ЛАЖ МЦ66-6-3-2
медь М2 с ВаВВцтам
бр 0Ф-10-1 с ВаВВитом
медь MZ с ВаВВитом
латунь Л-82
Рис. 3.20. Результаты исследований упорных подшипников-
коэффициента
29 полтинники ( 0230/140, л-3000 ofi/мин. z=B), 2
0 230/(40. л=(Ю00 об/мин, г=8); 3 — олыт М 7
58
Таблица 3.1 Зазоры, мм, в опорных подшипниках в зависимости
от диаметра шейки вала
Диаметр шейки вала, мм
зазора 130 |50 | 200 200
А 0,07—0,12 0,12—0.18 0,15—0.20 0,20—0,25
Б 0,15—0,25 0,23—0.35 | 0.30—0.40 0,40—0,50
данных была выведена эмпириче-
ская зависимость тОпт=0,8—0,00185
(3,35—л) иер, где X — теплопровод-
ность материала колодок. кал/(смХ
Xс• °C), Кер — окружная скорость
па среднем радиусе колодок, м/с.
Эта зависимость позволяет вычис-
лить оптимальные значения коэффи-
циента заполнения колодок /пОпт-
Исследования показали значи-
тельное влияние теплопроводности
основного материала колодок на их
несущую способность. Чем выше теп-
лопроводность материала, тем выше
выдерживаемая подшипником на-
грузка. Результаты опытов с шестью
различными по теплопроводности
материалами колодок представлены
в виде зависимости разрушающей
нагрузки подшипников от теплопро-
водности (рис. 3.20, в), Наибольшей
несущей способностью обладают
подшипники с колодками из крас-
ной меди. Они выдерживают нагруз-
ку в 1,6—1,7 раза большую, чем
подшипники с колодками из бронзы
и стали.
Было выявлено также влияние
окружной скорости упорного диска
на несущую способность подшипни-
ка. Несущая способность упорного
подшипника может падать при уве-
личении окружной скорости.
Исследованиями была установ-
лена связь между геометрией и чис-
тотой обработки поверхности упор-
ного диска и несущей способностью
Было показано, что снижение чисто-
ты обработки поверхности упорного
диска ниже седьмого класса приво-
дит к резкому (более чем в 2 раза)
снижению несущей способности под-
шипника. Конусность или торцевой
бой поверхности диска в 0,005D
(D— диаметр упорного гребня) сни-
жает выдерживаемую подшипником
нагрузку более чем в 2,5 раза. Про-
веденные исследования позволили
разработать оптимальную конструк-
цию упорного подшипника, широко
используемого в конструкциях тур-
бин КТЗ.
Передний подшипник (рис. 3.18)
состоит из трех взаимосвязанных
между собой элементов: опорного
подшипника; упорного подшипника
и главного масляного насоса-регуля-
тора.
Опорный подшипник (рис. 3.18)
имеет стальной вкладыш из двух
половин, стянутый двумя шпилька-
ми и двумя призонными болтами по
разъему. От проворачивания вкла-
дыш фиксируется стопорной план-
кой. Во вкладыше выполнена масло-
сбрасывающая кольцевая камера
для уменьшения выброса масла к
маслоотбойиику. Вкладыш устанав-
ливают в расточке корпуса подшип-
ника на опорных подушках. Для
центровки вкладыша в радиальном
направлении под опорные подушки
устанавливают стальные дистанци-
онные прокладки.
Допускаемые зазоры между ро-
тором и вкладышем опорных под-
шипников представлены на рис. 3.18
и в табл. 3.1.
Рабочая поверхность вкладыша
залита баббитом марки Б-83. Под-
вод масла к рабочей поверхности
вкладыша осуществляется из каме-
ры нагнетания главного масляного
насоса-регулятора через отверстие в
одной из опорных подушек и сам
вкладыш по полукольцевому каналу
через масляные карманы, располо-
женные вдоль разъема. Пройдя
вкладыш, масло сливается в картер
подшипника, а из него в масляную
систему (бак)
Вкладыш опорного подшипника
обеспечивает также уплотнение ка-
меры нагнетания насоса-регулятора
59
со стороны слива. На выходе ротора
из корпуса подшипника со стороны
турбины устанавливается маслоот-
бойник, состоящий из двух половин
с зачеканенными латунными гре-
бешками. Для сброса протечек мас-
ла из внутренних полостей маслоот-
бойника в нижней его половине вы-
полнены дренажные отверстия. Ниж-
няя половина маслоотбойника от
проворачивания закреплена в разъе-
ме корпуса подшипника двумя вин-
тами.
Упорный подшипник (рис. 3.18)
сегментного типа состоит из двух
рядов упорных колодок, располо-
женных по окружности. Рабочая по-
верхность колодок прилегает к бо-
ковым поверхностям рабочего коле-
са главного масляного насоса, вы-
полняющего функции упорного греб-
ня. Опорные призмы колодок опира-
ются как с рабочей, так и с нерабо-
чей стороны на выравнивающие
пластины, которые, в свою очередь,
опираются на дистанционные про-
кладки. За счет толщин дистанцион-
ных прокладок обеспечиваются не
обходимый осевой разбег в упорном
подшипнике и установка ротора тур-
бины в осевом направлении. Колод-
ки и выравнивающие пластины уста-
навливают в корпусах, к которым
крепят дистанционные прокладки.
На некоторых турбинах для кон-
троля за работой упорного подшип-
ника предусмотрено измерение дав-
ления в масляном клине рабочей и
нерабочей сторон, для чего в одной
из колодок каждой стороны имеют-
ся сверления, к которым припаяны
трубки для подсоединения маномет-
ров. Несмотря на то, что наиболь-
шей несущей способностью облада-
ют колодки из меди для экономии де-
фицитных материалов изготавлива-
ют эти колодки из бронзы ОФ-10-1.
Колодки из меди можно применять
юлько в высоконагруженных под-
шипниках, где не удается получить
приемлемые удельные нагрузки. Ра-
бочие поверхности упорных колодок
заливают тонким (около 1 мм) сло-
ем баббита. Качество заливки про-
веряют ультразвуком. Отставание
60
баббита от бронзы не допускается.
После заливки рабочие поверхности
упорных колодок обрабатывают до
получения высокой частоты и плос-
костности; толщина колодок в одном
пакете не должна отличаться более
чем на 0,01 мм.
Главный масляный насос
(рис. 3.18) состоит из рабочего ко-
леса, камеры всасывания, камеры
нагнетания, плавающего уплотни-
тельного кольца, безлопаточного на-
правляющего аппарата и обратного
клапана.
Плавающее уплотнительное
кольцо служит для уплотнения ка-
меры нагнетания насоса со стороны
камеры всасывания. Так же, как и
вкладыш, уплотнительное кольцо
имеет рабочую поверхность, зали-
тую баббитом, и состоит из двух по-
ловин. В осевом направлении коль-
цо фиксируется выступом направля-
ющего аппарата, а от проворачива-
ния— штифтом. В радиальном на-
правлении между кольцом и направ-
ляющим аппаратом имеется зазор,
благодаря которому во время рабо-
ты кольцо самоустанавливается от-
носительно вращающегося вала.
Безлопаточный направляющий
аппарат с сеткой на выходе устанав-
ливают в расточке корпуса передне-
го подшипника, и он служит для
преобразования кинетической энер-
гии потока в давление и успокоения
потока масла, поступающего через
него в камеру нагнетания.
Обратный клапан предотвраща-
ет поступление масла в камеру на-
гнетания главного масляного насоса
в период работы пускового насоса.
В корпусе и крышке подшипника
расположены ряд элементов масло-
снабжения, регулирования и защи-
ты, автоматический затвор, приспо-
собление для гидравлического опро-
бования регуляторов безопасности
(на отдельных типах турбин), реле
осевого сдвига, вибродатчик, люк
для настройки регуляторов безопас-
ности, ряд перепускных каналов для
блока системы регулировании. Блок
регулирования располагается на
крышке подшипника. Передний под-
шипник опирается на фундаментную
плиту через гибкие опоры или сколь-
зящий стул.
Упорный подшипник турбины
К-12-1 ОПА образован упорным греб-
нем и двумя рядами упорных коло-
док. В отличие от типовой в этой
конструкции колодки опираются на
выравниваемую систему, состоящую
из балансиров и шарниров.
Корпуса задних подшипников
конденсационных турбин выполнены
заодно с выхлопными частями тур-
бины, а турбин с противодавлени-
ем— в виде отдельно стоящих на
фундаментных плитах узлов. В кор-
пусах задних подшипников турбин,
предназначенных для привода гене-
раторов при четырехопорной систе-
ме ротор турбины -- ротор генера-
тора (см рис. 1.3), расположены
вкладыши заднего подшипника тур-
бины, переднего подшипника гене-
ратора и соединительная муфта.
В турбинах, предназначенных
для привода питательных насосов
(см. рис. 2.3). и в турбинах для при-
вода генераторов с трехопорной си-
стемой роторов корпус заднего под-
шипника включает задний вкладыш
турбины и соединительную муфту.
Вкладыши задних подшипников ус-
танавливают в расточке корпуса
подшипника на опорных подушках.
На крышке заднего подшипника
устанавливают ВПУ (поз 13 на
рис. 1.3 и 14 на рис. 2.3). В корпусе
подшипника имеются индуктивные
датчики валоповоротного механиз-
ма, а на отдельных типах турбин —
датчики относительного теплового
расширения и частоты вращения.
В турбинах типа К-17 вкладыш зад-
него подшипника 5 (рис. 3.19) уста-
навливается на специальных упру-
гих элементах 6 и весь вкладыш
подвешен на штоке 4 с системой
пружин 2, 3 (рис. 3.19). Натяжение
пружины может регулироваться гай-
кой 1.
ЗЛ. МУФТЫ СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ
В зависимости от типов турбо-
установок и приводимых агрегатов,
конструктивного оформления систе-
мы опирания, области применения и
диапазона работы турбин в конст-
рукциях КТЗ применяют упругие,
зубчиковые и жесткие муфты.
Упругие муфты позволяют умень-
шить взаимное динамическое влия-
ние роторов друг на друга. Кроме
того, упругие муфты допускают зна-
чительно большие эксплуатацион-
ные расцентровки роторов. Такие
муфты применяют на турбинах с
противодавлением мощностью до
4 МВт, а также турбинах типа
К-17. Упругая соединительная муф-
та типа МГ-4/3 (рис. 3.21) предназ-
начена для соединения роторов тур-
бины и генератора. Она состоит из
двух полумуфт 4, 9, промежуточно-
го кольца 7, двенадцати пакетов
плоских упругих пластин 10, торце-
вого кольца 8 и призонных болтов 6.
Обе полумуфты насаживаются на
концы вала турбины и генератора,
закреплены с торца двумя стопорны-
ми винтами 5 и зафиксированы в
окружном направлении двумя приз-
матическими продольными шпонка-
ми 2. Левая полумуфта 4 посредст-
вом призонных болтов 6 жестко
соединена с промежуточным коль-
цом 7, на внутренней стороне кото-
рого в осевом направлении выфре-
зерованы продольные пазы для уста-
новки в них пакетов упругих плас-
тин 10. На правой полумуфте 9
выполнены два гребня, в которых
так же. как и в промежуточном
кольце, по внешней окружности
выфрезерованы продольные пазы
для установки в них пакетов упру-
гих пластин 10.
При сборке муфты пакеты упру-
гих пластин устанавливают в пазы
промежуточного кольца и правой
полумуфты с торца и фиксируют
кольцом 8, которое жестко крепится
винтами к промежуточному кольцу.
Пакеты из тонких стальных пластин
передают момент от ротора турбины
к ротору генератора. Смазка паке-
тов пластин осуществляется через
маслоулавливатели 1 по наклонным
сверлениям 3 в полумуфтах. В мас-
лоулавливатели масло подается че-
рез сопла, установленные на вкла-
61
Таблица 3.2. Основные материалы для деталей н узлов турбин малой мощности
Материал и марка Заготовка ГОСТ, ТУ иа хими- ческий состав Применение
Сталь 25Л Отливка ГОСТ 977-75* Корпуса, полотна диа- фрагм, паровпуски, кор- пуса стопорных клапа- нов
Сталь 20ХМЛ* > ОСТ 5.9285-78 То же
Сталь 20ХМФЛ1 » ТУ 108-671-77
Сталь 30ХМА Поковка ГОСТ 4543-71* Роторы, диски роторов
Сталь 20ХЗМВФ (ЭИ-415) > ГОСТ 20072-74* Роторы
Сталь 34XHM3M > ТУ 108-17-1001-78 Роторы, диски роторов
Сталь 20X13-Ш Прокат ГОСТ 5632-72* Рабочие и направляю- щие лопатки
Сталь 20Х12ВНМФ-Ш (ЭП-428) ГОСТ 5632-72* Рабочие и направляю- щие лопатки, клапаны н седла клапанов, паро- вые втулки и штоки
Сталь 30X13 Прокат, поковка ГОСТ 5632—72* Клапаны, седла клапа- нов, золотники системы регулирования
Сталь 38Х2МЮА То же ГОСТ 4543-71* Паровые штоки и втулки
Сталь 20 Прокат, лист ГОСТ 1050-74** Выхлопные части тур- бин, корпуса блоков ре- гулирования
Сталь 35 Прокат, лист ГОСТ 1050-74** Полотна диафрагм
Бронза БрАМц-9-2 Прокат, поковка ГОСТ 18175-78* Втулки
Сталь 20Х1М1Ф1ТР (ЭП-182) Поковка ТУ 14-1-552-72 Крепеж разъемов тур- бин
Сталь 40X13 Прокат, лист ГОСТ 5632-72* Пружины уплотнений
Сталь ХН35ВТ (ЭИ-612) То же То же То же
1 Заварка трещин на цилиндре в период ремонта: разделка под саарку произвольна, но по
ЭА-395 мм); ток при сварке ие должен превышать для электродов 0 3 мм — 120 А,
осуществляется по методу «постепенного уменьшения разделки», т. е. металл наплавляется
осуществлять особо тщательный контроль околошовиой зоны, не допуская ее перегрева свыше
дышах турбины и генератора. Для
сбалансированности муфты массы
диаметрально противоположных па-
кетов могут отличаться не более
чем на 0,5 г.
В турбинах для привода пита-
тельных насосов (см. гл. 2) и возду-
ходувок энергоблоков применены
упругие муфты (рис. 3.22). Эти муф-
ты передают большие крутящие мо-
менты и должны компенсировать
смещения осей роторов при наличии
упругой подвески заднего подшип-
ника (рис. 3.19). Муфта имеет четы-
ре упругих диска 3, 4, 8, 9. Каждый
диск набирается из пластин, кото-
рые привариваются к полумуфтам 5
по внутреннему диаметру и к коль-
цам с накладками 2 — по наруж-
ному.
На заднем конце ротора турбины
насажена ведущая полумуфта 1. От
проворачивания на валу она удер-
живается двумя тангенциальными
шпонками и от осевого перемещения
стопорится двумя винтами с торца.
Для турбин К-7-10, К-6-10 ведомая
полумуфта И с помощью призонных
болтов 10 крепится к валу насоса
или шестерни редуктора. Полумуф-
ты через эластичные диски соедине-
ны промежуточными проставками 7.
Для гашения осевых (продольных)
колебаний в муфте установлено
демпферное устройство 6.
62
Т ермообработка Основные механически е свойства
МПа Ов, МПа 6. % М>. % а ,-Д^ к см» °Д.П- МПа
Норм ализация 240 450 20 30 40 ° 100 00 0 — 153
> 250 450 18 30 30 п4 7 0 —01П °100000—
400 500 15 30 30 °4Хоо = 240
Закалка + отпуск 620 700 16 45 60 aiooooo — 290
То же 750 850 12 40 60 пШооо = 260
830 900 12 40 60 О?ооооо =230
> 600 680 18 50 60 °iooooo = 260
700 750 15 50 60 °i оо ооо == 390
700 800 15 50 50 —
750 800 14 45 65 —
Нормализация 250 420 25 55 70 ° ?о ооо о = 89
Нормализация+отпуск 280 540 20 40 45 —
—. — 450 12 — — —
Закалка + отпуск 700 800 15 50 60 0 1% --120
100000
— — 560 15 — — —
600
— — 750 15 — —. 01% = 200
100000
возможности округлой конфигурации; заварку производить электродами ЦТ-36 (0 3 мм),
04 мм - 140 А; поверхность выборки облуживается электродом ЦТ-36 в два слоя; заварка
не только иа дно выборки, ио и на ее боковые и торцевые стеики; в процессе заварки следует
80 °C.
В турбинах, в которых возможны
расцентровки роторов и существен-
ные их взаимные осевые перемеще-
ния, применены зубчиковые соеди-
нительные муфты. К таким турби-
нам, например, относится турбина
типа К-12-10ПА. Ведущая полумуф-
та насаживается на вал ротора тур-
бины. От проворачивания ее удер-
живают две тангенциальные шпон-
ки, а от осевого смещения — два
винта с торца. Для смазки полумуф-
ты и зубчиковой втулки масло пода-
ется из системы смазки заднего
подшипника турбины через сопло,
закрепленное на вкладыше, к масло-
улавливателю полумуфты и по на-
клонным сверлениям к зубчатому
соединению. На переднем конце ва-
та насоса насажена аналогичная по-
лумуфта. Смазка полумуфты произ-
водится со стороны питательного на-
соса. Между собой полумуфты сое-
диняются при помощи зубчиковой
втулки.
Жесткая соединительная муфта
состоит из двух полумуфт, соединен-
ных призонными болтами. Полу-
муфту турбины в горячем состоянии
насаживают на конец вала турбины,
от проворачивания фиксируют дву-
мя шпонками, а с торца крепят вин-
тами. По внешнему диаметру полу-
муфты нарезаны зубья для зацепле-
ния с валоповоротным устройством.
На отдельных типах турбин жесткая
63
Рис. 3.21 Упругая соединительная муфта типа МГ-4/3
Рис. 3.22. Муфта упругая дисковая
муфта состоит из двух полуфланцев,
откованных заодно с ротором турби-
ны и генератора и скрепленных
между собой призонными болтам и-
Взаимная радиальная центровка
осуществляется буртом на одной по-
лумуфте, входящем в расточку дру-
гой полумуфты, а центровка по из-
64
лому — за счет шабровки плоскости
одной из полумуфт. Полумуфта ге-
нератора имеет аналогичную конст-
рукцию.
Материалы, применяемые для
некоторых основных деталей, указа-
ны в табл. 3.2.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТУРБОУСТАНОВОК
4.1 ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ
Из большого количества типо-
размеров турбин, выпускаемых КТЗ,
ниже приведены описания трех
принципиальных тепловых схем, со-
держащих основные и характерные
элементы турбоустановок КТЗ: кон-
денсационной турбины с двумя ре-
гулируемыми отборами; конденсаци-
онной турбины для привода пита-
тельных насосов; турбины с проти-
водавлением.
В т) рбоустановке ПТ-25-90/10М
(рис. 4.1) свежий пар поступает в
турбину 4 через два стопорных кла-
пана. Йз проточной части пар после-
довательно отбирается: за 3-й сту-
пенью — на подогреватель высоко-
го давления 16; за 6-й ступенью —
на подогреватель высокого давле-
ния 15; за 8-й ступенью — в регули-
руемый отбор на производство, на
деаэратор повышенного давления 1,
основной эжектор 9, эжектор систе-
мы отсоса 10 и регулятор уплотне-
ний 3; за 12-й ступенью — на подо-
греватель низкого давления 14 и на
нужды станции; за 15-й ступенью —
в регулируемый отбор на теплофика-
цию, на атмосферный деаэратор 2 и
подогреватель низкого давления 13;
за 16-й ступенью — на подогрева-
тель низкого давления 12. Остав-
шаяся часть пара проходит две сту-
пени части низкого давления и попа-
дает в конденсатор 6. На выхлопной
части корпуса турбины для защиты
конденсатора и корпуса турбины от
чрезмерного повышения давления
установлены две предохранительные
диафрагмы. В зависимости от режи-
ма работы турбоустановки подогре-
ватель 12 питается паром из отбора
или паром протечек лабиринтовых
уплотнений. В последнем случае пе-
регретый пар уплотнений увлажня-
ется водой от конденсатного насоса,
Рис. 4.1. Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-25-90/10М:
I — свежий
ния вола
—вход охлаждающей воды, /// —выход охлаждающей воды; /V-—питатель
на нужды станции.
Э Зак. 2044
65
что обеспечивает безаварийную ра-
боту трубного пучка подогревателя.
Конденсат отработавшего в турбине
пара собирается в конденсатосбор-
нике конденсатора, откуда откачива-
ется одним из конденсатных насо-
сов 7 (второй конденсатный насос
резервный). Постоянный уровень
конденсата в конденсаторе автома-
тически поддерживается регулято-
ром уровня 8. После конденсатного
насоса, работающего с постоянной
нагрузкой, конденсат поступает в
параллельно включенные охладите-
ли эжектора системы отсоса, основ-
ного эжектора и регулятор уровня
конденсата. В зависимости от на-
грузки турбины поток конденсата
автоматически перераспределяется
регулятором уровня: часть конденса-
та в количестве, равном нагрузке на
конденсатор, поступает в систему ре-
генерации, часть сбрасывается в
конденсатор. При работе с выклю-
ченным регулятором уровня расход
основного конденсата на регенера-
цию и рециркуляцию регулируется
вручную соответствующими задвиж-
ками.
Рис. 4.2. Принципиальная тепловая схема
приводной турбины К-17‘
/ — стопорный клапан, 2 - предвключениыП па
сос; 3—регулирующие клапаны; 4 — клапан па-
рораспределения. 5 — турбина; б — питательный
7 — конденсатор.
сы, S — регулятор уровня, 10 — эжектор основ
ной; II — эжектор системы отсоса, 12 — регуля-
тор уплотвикнЯ, / — пар из станционной маги
строки. П — пар нз отбора главной турбины;
III — вход охлаждающей воды. IV — выход ох-
лаждающей воды; V—конденсат в систему реге-
Далее конденсат поступает на
подогреватели низкого давления
(ПНД). В линию за ПНД /3 добав-
ляются конденсат с производства и
деаэрированная вода из атмосфер-
ного деаэратора. Пройдя ПНД 14,
общий поток конденсата с конденса-
том греющего пара ПНД 15 и 16 по-
ступает в деаэратор повышенного
давления, откуда питательным насо-
сом 17 через подогреватели высоко-
го давления (ПВД) подается на пи-
тание котла.
В турбоустановке принят каскад-
ный слив конденсата греющего па-
ра подогревателей, т. е. конденсат
из подогревателя более высокого
давления направляется самотеком в
подогреватель с меньшим давлени-
ем. Из подогревателя 12 конденсат
греющего пара специальным кон-
денсатным насосом 11 подается в
сеть основного конденсата, а в ава-
рийных случаях (выход из строя на-
соса) — в конденсатор.
Утечки пара из уплотнений што-
ков регулирующих клапанов части
высокого давления отводятся из
нижних камер в ЧВД турбины, из
верхних камер вместе с утечками
пара из стопорных клапанов — в ре-
гулятор уплотнений. Утечки пара из
штоков поворотных диафрагм ЧСД
и ЧНД, а также паровоздушная
смесь переднего и заднего концевых
уплотнений отсасываются эжекто-
ром системы отсоса Из первого от-
сека переднего уплотнения турбины
пар отводится в проточную часть
турбины в камеру производственно-
го отбора. Из второго отсека перед-
него уплотнения часть пара подво-
дится к заднему уплотнению, а дру-
гая—к регулятору уплотнений. Дав-
ление в камерах переднего и задне-
го уплотнений турбины автоматиче-
ски поддерживается при помощи ре-
гулятора уплотнений постоянным,
несколько превышающим атмосфер-
ное. При малых нагрузках турбины
пли при режиме холостого хода дав-
ление в уплотнениях поддерживает-
ся подводом пара к регулятору из
магистрали деаэратора повышенно-
го давления.
66
Охлаждающая вода циркуляци-
онными насосами подается в кон-
денсатор и через водяные фильт-
ры — в маслоохладители и газоохла-
дители генератора. Для отсоса воз-
духа из напорных линий охлаждаю-
щей циркуляционной системы, а так-
же отсоса воздуха из конденсатора
во время пуска турбоустановки ус-
тановлен пусковой эжектор.
Тепловая схема предусматрива-
ет также промывочное устройство
для очистки проточной части турби-
ны от отложившихся солей, дрена-
жи оборудования и трубопроводов,
отводы воздуха из теплообменников.
Циркуляционные насосы, водяные
фильтры, маслоохладители, газо-
охладители генератора 5, пусковой
эжектор и промывочное устройство
на рис. 4.1 не показаны.
С целью унификации оборудова-
ния принципиальные тепловые схе-
мы приводных конденсационных
турбин типа к-17, К-6-10, К-7-10,
К-12-1 ОПА выполнены в одинаковом
исполнении.
На рис. 4.2 приведена принципи-
альная тепловая схема приводной
конденсационной турбины типа
К-17, отличительной особенностью
которой является отсутствие регене-
ративного подогрева питательной
воды и расположение стопорного
клапана вне турбины, в связи с чем
появилась необходимость в установ-
ке двух пароперепускных трубопро-
водов от стопорного клапана до ре-
гулирующих. В остальном состав
оборудования аналогичен турбоуста-
новке ПТ-25-90/10М.
Тепловая схема турбины с про-
тиводавлением типа Р-12-35/5М
представлена на рис. 4.3. Свежий
пар поступает через стопорные 1 и
регулирующие клапаны 2 парорас-
пределения в проточную часть тур-
бины 3. Пройдя проточную часть
турбины, отработавший пар выходит
через ее выхлопной патрубок и ис-
пользуется на производственные
нужды. Пар утечек из первой каме-
ры заднего уплотнения и из второй
камеры переднего уплотнения, а
также из уплотнений штоков стопор-
Рнс. 4.3. Принципиальная тепловая схема
турбоустановкн Р-12-35/5М.
/ — свежий nap; II — вход охлаждеющей воды.
Ш — выход охлеждающей воды. IV — выхлоп
пара а атмосферу; V—пар на производство;
V/ - вход химически очищенной воды, VII — еы-
ных н регулирующих клапанов от-
сасывается струйным подогревате-
лем 8, который осуществляет подог-
рев химически очищенной воды.
На выхлопном паропроводе уста-
новлено предохранительное устрой-
ство 7, срабатывающее при повыше-
нии давления отработавшего пара
сверх допустимого значения. Цирку-
ляционная охлаждающая вода пода-
ется в маслоохладители 4 и возду-
хоохладители 6 генератора через во-
дяной фильтр 5. На случай аварий-
ных режимов предусмотрено пита-
ние водой маслоохладителей и воз-
духоохладителей от водопроводной
магистрали.
4 2. КОНДЕНСАТОРЫ
Конденсаторы служат для кон-
денсации отработавшего в турбине
пара. Выпускаемые заводом конден-
саторы аналогичны по конструкции,
все имеют веерную разбивку труб-
ного пучка и отличаются друг от
друга только площадью поверхнос-
ти охлаждения. Основные специфи-
кационные данные конденсаторов
приведены в табл. 4.1. На рис. 4.4, а
представлен конденсатор типа КП-
935 М, а на рис. 4.4, б — его харак-
теристика при различных темпера-
турах охлаждающей воды и номи-
нальном расходе воды 3400 т/ч.
Конденсатор состоит из следую-
щих основных частей: корпуса 7, пе-
67
редней водяной камеры 3, задней во-
дяной камеры 15, трубных досок 5,
перегородок 19 и охлаждающих
трубок 25. Корпус конденсатора
стальной, сварной конструкции. В
верхней части корпуса расположены
приемный патрубок пара 1, патрубок
24 подвода пара дренажей, а в ниж-
ней части — конденсатосборник 13.
К торцам корпуса приварены сталь-
ные трубные доски, а к ним — пе-
редняя и задняя водяные камеры.
Внутри корпуса, вдоль его продоль-
ной оси, помещены латунные охлаж-
дающие трубки, развальцованные с
обеих сторон в трубных досках, и
две трубные перегородки для прида-
ния жесткости конденсатору. Для
направления стекающего с трубок
конденсата к центру конденсатора
предусмотрены щиты 21. Охлаждаю-
щие трубки нижних пучков, располо-
женные с обеих сторон конденсато-
ра, образуют воздухоохладители.
Для отсоса паровоздушной смеси из
воздухоохладителя ндоль конденса-
тора с двух сторон установлены кол-
лекторы 22, которые для равномер-
ного отсоса паровоздушной смеси
имеют по длине отверстия разных
сечений. Каждый коллектор в зад-
ней водяной камере соединен жело-
Таблнца 41. Турбинное оборудование КТЗ
Тип оборудования и Й iJi ii ъ 5 si Р о £ Е i § 5 И п h Р № fl Й" Ssl is О" So sfc К5 й || Q 3
Подогреватели высоко- го давления: ПВ-30 60 104 146 4760 785 30 34 30.43
ПВ-39 90 94 ИЗ 3070 200 80 42 19X1
ПВ-60 125 188 220 8100 3400 250 63 32X4
ПВ-70 170 185 215 9400 2600 85 70 _. 32 >4
ПВ-85 165 102 139 11200 400 190 86 25 \ 2
Подогреватели низкого давлеаня: ПН-18 24 35 77 1800 50 70 18 19:<1
ПН-30 41 37 81 3500 100 50 32 19X1
ПН-40 75 48 92 6050 100 60 42 19x1
Подогреватели струй- ные- ПС-1М 20 40 1000
ПС-2М 30 40 — 2000
Эжекторы основные и системы отсоса: ЭО-ЗО 18 155 1570 2 13 19X1
ЭО-40 26 — —. 510 600 12 14 12:<1
ЭО-50 26 — —. 380 600 __ 6 20 19--1
ЭУ-430 26 —— — 130 600 _ 6 170 19X1
Конденсаторы- КП-280-2 1400 28 32500 20 30 280 19x1
КП-540 1800 20 — 22500 5 40 540 — 19^1
КП-740 2400 20 — 31000 6 30 740 22X1
КП-93БМ 3400 20 — 74500 9 50 935 —. 22x1
КП-1200 3400 20 — 65500 7 40 1200 —. 22X1
КП-1650 3200 22 — 67500 7 55 1650 22x1
Маслоохладители: МО-10 20 20 11 12x1
МО-16 30 20 — — —- — 16 12'^1
МО-20 80 20 — — — 20 — 12x1
Примечания I Температура масла на выходе из маслоохладителя 45°C 2. Материал
трубок подогревателей ПВ-30. ПВ-60, ПВ-В5 — сталь 20 Материал трубок остального турбинного
оборудования — латунь ЛО-70 I.
68
бом 23 с патрубком 18, через кото-
рый паровоздушная смесь отсасыва-
ется эжектором.
Конденсатор регенеративного ти-
па. Подогрев стекающего с труб-
ной системы конденсата осуществля-
ется паром, проникающим в ниж-
нюю часть конденсатора по выпол-
ненным в трубной системе просе-
кам. Конденсат собирается в конден-
сатосборнике, откуда откачивается
конденсатным насосом. Для поддер-
жания нормального уровня конден-
сата в конденсаторе установлен ре-
гулятор уровня. Контроль за уров-
нем конденсата в конденсатосбор-
нике осуществляется водоуказатель-
ным прибором 14.
На конденсатосборнике установ-
лен уравнительный сосуд 11, кото-
рый является первичным прибором
дистанционного контроля за уров-
нем конденсата. В кольцевую по-
лость уравнительного сосуда через
верхнюю пробку заливается конден-
сат, чем создается постоянный уро-
вень в уравнительном сосуде, а уро-
вень во внутренней трубе соответст-
вует уровню конденсата в конден-
сатосборнике. В случае предельного
повышения уровня подается им-
пульс на дифференциальный мано-
метр мембранного типа, который пе-
редает информацию на щит сигна-
лизации.
Конденсатор выполнен из двух
самостоятельных секций, имеющих
отдельные патрубки входа 6 и выхо-
да 2 охлаждающей воды. Водяные
камеры с торцов закрываются полу-
крышками, которые могут откры-
ваться независимо друг от друга.
Такая конструкция позволяет про-
изводить чистку и ревизию охлаж-
дающих трубок одной из секций, не
останавливая турбину. При этом
мощность турбины лимитируется
максимально допустимым давлением
в конденсаторе, которое не должно
превышать 30 кПа (0,3 кгс/см2) по
манометру на щите 12*.
* Каждая секция имеет два хода ох
лаждающей воды, что достигается установ
кой перегородки 20 в передней водяной ка-
70
Для создания необходимой жест-
кости системы крышек и трубных
досок установлены анкерные связи
4. Осматривать и чистить водяные
камеры можно через люки, закрыва-
емые заглушками 17. Для компенса-
ции вертикальных температурных
расширений выхлопного патрубка
турбины и корпуса конденсатора
между лапами 8 конденсатора и его
опорами 10 помещены восемь спи-
ральных пружин 9.
Изготовляемые КТЗ конденсаци
онные турбины могут комплекто-
ваться конденсаторами для пресной
или морской охлаждающей воды.
Для морской воды трубные доски
выполняются из латуни, охлаждаю-
щие трубки — из мельхиора, а водя-
ные камеры имеют эпоксидные пок-
рытия.
4 3. РЕГУЛЯТОР УРОВНЯ КОНДЕНСАТА
Для автоматического поддержа-
ния уровня конденсата в конденса-
торе на многих турбоустановках
КТЗ применяется поплавковый регу-
лятор уровня с гидравлическим уси-
лением (рис. 4.5, а). Он состоит из
двух основных частей: измеритель-
ного устройства поплавкового типа
и исполнительного механизма в ви
де золотника с дифференциальным
поршнем. Обе части регулятора раз-
мещены в одном общем корпусе 1,
который крепится к конденсатосбор-
нику конденсатора. Регулятор под-
держивает в заданных пределах
уровень в конденсатосборнике и сох
раняет на всех режимах примерно
постоянный расход конденсата через
охладители эжекторов
В верхней части корпуса регуля
тора расположен сварной поплавок
2 с пружиной. Камера, в которой
размещен поплавок, снизу сообща-
ется с водяным, а сверху — с паро-
вым пространством конденсатора
Поэтому уровень в поплавковой ка-
мере всегда соответствует уровню
конденсата в конденсаторе. При из-
менении уровня поплавок 2 переме-
щается, занимая новое положение.
Для контроля за положением по-
плавка имеется указатель 6.
В нижней части корпус регуля-
тора разделен при помощи втулки 5
на камеры, каждая из которых име-
ет на корпусе свой патрубок с флан-
цем. Во втулке 5 на разных высотах
выполнены окпа. Через эти окна ка-
меры могут соединяться между со-
бой при соответствующем положе-
нии золотника 4 во втулке 5. На зо-
лотнике 4 имеется дифференциаль-
ный поршень 3, который следит за
изменением положения поплавка, а
следовательно, и за изменением
уровня. Эта следящая связь— гид-
равлическая. Вода от конденсатного
насоса через камеру а и торцевые
отверстия во втулке 5 подведена в
кольцевую полость б, а также по
Рис. 4 5. Поплавковый регулятор уровня конденсата*
рециркуляцию);
наружной трубке через штуцерное
соединение и дроссель 8 в камер}' в
над дифференциальным поршнем, из
которой сливается в поплавковую
камеру через центральное отверстие
в штоке 7 золотника. Конец штока 7
золотника входит в специальную
лунку, выполненную на нижнем
торце поплавка.
При работе регулятора в устано-
вившемся режиме между сферичес-
ким дном лунки поплавка и торцом
штока 7 золотника устанавливается
определенный зазор, через который
происходит слив воды из камеры в
в поплавковую камеру регулятора.
Сила, действующая на поршень
вверх, от давления воды в полости б
будет уравновешиваться с учетом
веса золотника силой, направлен-
ной вниз, от давления воды в каме-
ре в. При падении уровня поплавок,
опускаясь вниз, будет уменьшать
зазор между дном лунки и штоком
золотника; площадь слива умень-
шится, и давление воды в камере в
повысится. В результате нарушит-
ся равновесие сил, действующих на
дифференциальный поршень, и он
вместе с золотником начнет вслед за
поплавком перемещаться вниз.
При повышении уровня воды
характер действия будет противопо-
ложным. На зазор между штоком 7
золотника и поплавком при устано-
вившемся режиме влияет степень
открытия дросселя 8, от которой
также зависят перестановочные си-
лы, действующие на дифференциаль-
ный поршень в динамике. На рис.
4. 5, б даны кривые перестановоч-
ных сил в зависимости от положе-
ния резьбового дросселя 8 (на сколь-
ко оборотов он вывинчен от своего
упора) и зазора б между поплав-
ком и штоком золотника. Из приве-
денных кривых видно, что для полу-
чения максимальных перестановоч-
ных сил необходимо дроссель вывин-
тить от положения упора (когда он
полностью закрывает отверстие
подвода воды в камеру в) на
1/4—3/4 оборота.
С помощью дросселя 8 имеется
возможность во время работы регу-
72
лятора проводить проверку переме-
щения поршня с золотником. Для
этого следует завинтить дроссель до
упора и по указателю положения
поплавка 6 проконтролировать пе-
ремещение поршня вверх, после че-
го, вывинчивая дроссель, убедиться,
что поршень опустился вниз. Опера-
цию повторить несколько раз. Во вре-
мя проверки нужно следить за изме-
нением уровня конденсата в кон-
денсаторе, а по окончании — уста-
новить дроссель в первоначальное
рабочее положение. При перемеще-
нии золотника изменяются площади
открытия профилированных окон во
втулке 5, в результате чего перерас-
пределяются потоки конденсата
между камерами и соответственно в
гидравлических линиях, к которым
они подсоединены.
При работе регулятора уровня
на загрязненном конденсате воз-
можны случаи отказа, связанные с
заеданием дифференциального
поршня с золотником из-за загряз-
нений. Поэтому на ряде турбин уста-
навливается система регулирования
уровня, состоящая из электронного
измерительного устройства, форми-
рующего сигнал по изменению уров-
ня, и исполнительного механизма с
электроприводом, осуществляюще-
го перераспределение потоков кон-
денсата.
В состав электронного измери-
тельного устройства входят датчик
(дифференциальный мапометр) с
уравнительным сосудом, измеряю-
щий изменение уровня и преобразу-
ющий это изменение в электричес-
кий сигнал, и электронный регули-
рующий прибор с задатчиком, восп-
ринимающий сигнал от датчика,
сравнивающий его с заданным сиг-
налом и усиливающий разность этих
сигналов для управления пуско-
вым устройством электропривода
исполнительного механизма.
Конструкция исполнительного
механизма регулятора уровня вклю
чает водораспределительный орган
и электропривод, связанные между
собой силовой рычажной передачей.
В качестве электропривода приме-
Рис. 4 6 Водораспределительный орган электронного регулятора уровня конденсата*
нен выпускаемый промышленностью
электрический однооборотный меха-
низм типа МЭО для перемещения
регулирующих органов в системах
автоматического регулирования.
На рис. 4.6 в разрезе показана
конструкция водораспредел ительно-
го органа такого регулятора с кла-
панами шиберного типа. В корпусе
/, разделенном на две камеры, зак-
реплены пластины 2 и 6 круглой
формы с профилированными окна-
ми. На штоке 4 с помошью вставок 7
и ’ стопорных шайб 8 установлены
шиберы 3 и 5. Имея свободу переме-
щения относительно штока, шиберы
прижимаются к пластинам давлени-
ем воды. При движении штока от
электропривода одновременно с ним
будут перемещаться оба шибера и
изменять площади открытия окон.
В результате будет происходить пе-
рераспределение потоков конденсата
4.4. ПОДОГРЕВАТЕЛИ
Подогреватели низкого и высо-
кого давления (ПНД и ПВД) име-
ют одинаковое конструктивное ис-
полнение. Их основные техни-
ческие характеристики приведены
в табл. 4.1.
На рис. 4.7, а приведена конст-
рукция ПВД типа ПВ-70. Подогре-
ватель состоит из корпуса /, крыш-
ки 6 со стояком и водяными коллек-
торами 5 и 2, змеевиков 3, образую-
щих поверхность нагрева, и разбор-
ных спиральных перегородок 4.
Корпус выполнен из сварной ци-
линдрической обечайки 14, к кото-
рой снизу приварены штампованное
днище, а сверху — фланец для сое-
динения корпуса и крышки. К кор-
пусу приварены две опорные лапы
/7 для крепления подогревателя к
фундаменту, патрубки для подвода
греюшего пара 16, для отвода кон-
73
денсата 15, крепления уравнитель-
ного сосуда 18 и водоуказательного
прибора. Крышка состоит из штам-
пованного днища, в которое вварен
стояк, выполненный из внешней 10 и
внутренней 13 труб. В верхней части
стояка к внутренней трубе приварен
патрубок подвода 9 и заглушка 8 с
пробкой для выпуска воздуха при
гидроиспытании, а к внешней—пат-
рубок отвода 7 подогреваемой воды.
К нижнему и среднему концам
внутренней трубы приварены по
пять коллекторов 2. Внешняя труба
также имеет пять верхних и пять
нижних коллекторов 5.
Поверхность нагрева подогрева-
теля образуется змеевиками, изго-
товленными из стальных труб. Змее-
вики собраны в два трубных пучка,
представляющих собой две самосто-
ятельные секции. Секции смонтиро-
ваны на одном общем стояке с
двухэтажным расположением, т. е.
установлены одна над другой, и ра-
ботают параллельно по питательной
воде и последовательно по греюще-
му пару. Концы змеевиков приваре-
Рис. 4.7. Подогреватель высокого давления
а — конструкция подогревателя / — выход подогреваемой воды; II — вход подогреваемой вольт,
Ш — вход пара; /V — выход конденсата греющего пара; б —схема защиты подогревателей Яы
74
ны к штуцерам, выполненным из та-
ких же труб, штуцеры, в свою оче-
редь, вварены в коллекторы. Змее-
вики в горизонтальной плоскости
скреплены хомутами 11. По высоте
витки змеевиков разделены спираль-
ными перегородками, образующими
винтовой канал, по которому дви-
жется греющий пар. Хомуты и пере-
городки в каждой секции удержива-
ются от смещения пятью тягами 12.
Подогреваемая вода поступает
через входной патрубок во внутрен-
нюю трубу стояка и через нижние
водяные коллекторы попадает в
змеевики обеих секций. Пройдя зме-
евики снизу вверх, вода через верх-
ние водяные коллекторы выходит в
кольцевую полость между трубами
стояка и через выходной патрубок
покидает подогреватель. Греющий
пар поступает в подогреватель через
входной патрубок и движется по
винтовому каналу сверху вниз нав-
стречу подогреваемой воде, проходя
последовательно обе секции поверх-
ности нагрева. Конденсат греющего
пара подогревателя направляется
через патрубок 15 в подогреватель с
более низким давлением, или в деа-
эратор. В деаэратор отводятся и
несконденсировавшиеся в подогре-
вателе газы.
Для ремонта трубного пучка по-
догревателя необходимо:
отсоединить трубопроводы под-
вода и отвода подогреваемой воды,
подвода греющего пара, отвода кон-
денсата, отвода воздуха, подачи им-
пульса к дифманометрам, снять
уравнительный сосуд, водоуказа-
тельный прибор и манометр;
разболтить фланцевое соедине-
ние крышки и корпуса и снять крыш-
ку вместе со стояком и змеевиками;
отвернуть гайки и снять тяги,
снять спиральные перегородки и ра-
зобрать хомуты;
заменяемый змеевик обрезать у
штуцеров и вращением вокруг вер-
тикальной оси подогревателя уда-
лить;
новый змеевик вращением завес-
ти на место удаленного и концы его
приварить к штуцерам.
Подогреватели высокого давле-
ния оборудованы автоматически
действующим защитным устройст-
вом, предохраняющим турбину от
заброса воды при аварийном разры-
ве трубок змеевиков. На рис. 4.7, б
приведена схема защиты двух подо-
гревателей высокого давления при-
менительно к турбоустановке
ПТ-25-90/10М. Защитное устройство
включает в себя впускной клапан 4,
автоматический клапан 3, клапан 2
с электроприводом и обратный кла-
пан 1. Впускной клапан установлен
на входе питательной воды в подо
греватели; обратный — на выходе.
Полость над тарелкой впускного
клапана соединена наружными об-
водными трубами с полостью обрат-
ного клапана. При исправном сос-
тоянии подогревателей тарелка
впускного клапана находится в
крайнем верхнем положении, пита-
тельная вода проходит через подо-
греватели и выходит через обратный
клапан, приподнимая его тарелку.
При повышении уровня конденсата
греющего пара в любом из подогре-
ватезей, дифференциальный мано-
метр. подключенный к уравнитель-
ному сосуду 5, через электронный
регулирующий прибор и электрон-
ный сигнализатор воздействует на
электромагнит клапана 2 и открыва-
ет его. Клапан, открываясь, соединя-
ет полость а автоматического клапа-
на с линией нагнетания насосов,
поршень автоматического клапа-
на передвигается вниз на 5—7 мм и
питательная вода из полости б впуск-
ного клапана сливается в дренаж.
Это вызывает перемещение тарелки
впускного клапана вниз и переклю-
чает поток питательной воды с труб-
ной системы подогревателей в обвод-
ной трубопровод. Впускной и обрат-
ный клапаны могут быть принуди-
тельно закрыты вручную, что также
приведет к отключению трубных
систем подогревателей.
На рис. 4.8 представлена конст-
рукция подогревателя низкого дав-
ления типа ПН-30. Греющий лар
через входной патрубок 16 поступа-
75
ет в паровой короб 15, откуда через
щели в корпусе, уменьшающие ди-
намическое воздействие парового по-
тока на периферийные ряды трубок,
попадает в первую секцию подогре-
вателя. Далее через провальные от-
верстия в поперечных перегородках
5 пар попадает во вторую секцию,
из второй в третью и так далее до
полной конденсации в последней
секции подогревателя. В связи с тем
что продольные перегородки 20 и
провальные отверстия в поперечных
перегородках отдельных секций сме-
щены относительно друг друга, па-
ровой поток имеет направленное
винтообразное движение с попереч-
но-продольным омыванием трубного
пучка. Высота секций по ходу пара
уменьшается пропорционально скон-
денсировавшейся его части, чем
обеспечивается поддержание доста-
точно высоких скоростей пара и соот-
ветственно коэффициентов теплоот-
дачи вдоль всей поверхности тепло-
обмена. Конденсат греющего пара
стекает на нижнюю доску 14 и че-
рез окна в корпусе 8, верхние коро-
Рис. 4.8. Подогреватель низкого давления ПН-30:
76
ба 7, отверстия во фланцах и ниж-
ние короба 10 поступает в полость
конденсата нижней водяной камеры
11. Контроль уровня конденсата в
подогревателе производиться с по-
мощью водоуказательного прибора
9. Для аварийного отключения ПНД
в случае повышения уровня конден-
сата выше допустимого установлен
уравнительный сосуд 12, связанный
с системой сигнализации. Подогре-
ваемый конденсат через входной
патрубок 18 поступает в верхнюю
водяную камеру 1 и, пройдя после-
довательно шесть ходов трубного
пучка, выходит из подогревателя
через патрубок 17, установленный
также в верхней водяной камере.
Разделение трубного пучка подо-
гревателя на отдельные ходы осу-
ществляется с помощью вертикаль-
ных перегородок 19, 13 в верхней и
нижней водяных камерах. При этом
нижняя водяная камера дополни-
тельно разделена горизонтальной
перегородкой на две полости: подо-
греваемого конденсата и конденса-
та греющего пара.
Несконденсировавшиеся газы из
парового пространства подогревате-
ля отводятся из нижней части через
центральную трубу 3, радиальное
сверление в верхней трубной доске
и трубку 21, связывающую внутрен-
нюю полость центральной трубы и
радиальное сверление. Поверхность
теплообмена подогревателя состоит
из латунных трубок 4,развальцован-
ных в верхней 2 и нижней стальных
трубных досках. Для компенсация
тепловых расширений на корпусе по-
догревателя предусмотрен линзовый
компенсатор 6.
4.5. СИСТЕМА ОТСОСА
ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
ИЗ КОНДЕНСАТОРА
И УПЛОТНЕНИЙ ТУРБИНЫ
Отсос несконденсировавшихся
газов из конденсаторов с целью под-
держания в нем постоянного разре-
жения производится пароструйными
эжекторами. Отсос паровоздушной
смеси из концевых лабиринтовых уп-
лотнений, а также отсос проточек па-
ра из уплотнений штоков парорас-
пределения и стопорных клапанов в
конденсационных турбинах осущест-
вляется, как правило, эжектором
системы уплотнений, а в противо-
давленческих турбинах — струйны-
ми подогревателями. Струйные по-
догреватели одновременно служат
для подогрева химически очищенной
воды. Технические характеристики
эжекторов и струйных подогревате-
лей приведены в табл. 4.1. Эжекто-
ры отсоса паровоздушной смеси из
конденсаторов (основные) и уплот-
нений турбины, КТЗ, практически
одинаковы по конструкции.
На рис. 4.9 приведена конструк-
ция основного эжектора типа ЭО-50.
Эжектор состоит из корпуса 21, пер-
вой и второй ступеней и двух охла-
дителей паровоздушной смеси 10,12.
Корпус эжектора сварной конструк-
ции состоит из двух обечаек, к кото-
рым сверху приварена крышка 25, а
снизу — фланец 16. Две внутренние
и две боковые перегородки, прива-
ренные к обечайкам, образуют внут-
ри эжектора три камеры (а, б, а).
Каждая ступень эжектора имеет
сопловую камеру 24, диффузор 22,
соплодержатель 27 с соплом 26. Соп-
ловые камеры закреплены на крышке
корпуса. Диффузор первой ступени
помещен в камеру а, а диффузор
второй ступени — в камеру в. Каж-
дая ступень эжектора имеет свой
охладитель.
Охладитель состоит из двух па-
кетов трубок, расположенных один
над другим. В пакет входят четыре
змеевика 6, скрепленные хомутами
3. По высоте витки змеевиков отде-
лены друг от друга спиральными
перегородками 4, которые образу-
ют винтовой канал для движения
паровоздушной смеси. Шаги меж-
ду витками и спиральными пере-
городками выдерживаются с по-
мощью дистанционных трубок 2,
набранных вместе с хомутами и
спиральными перегородками на тя-
ги 18 и закрепленных снизу к опо-
рам 17, а сверху — к крестовине 1
Концы змеевиков развальцованы в
?7
коллекторах 5, 8, которые присое-
динены специальными болтами к
приварышам 7 на стояке /9. Стояк
вертикальной перегородкой разде-
лен на две секции, изолированные
друг от друга. Одна секция соеди-
нена с фланцем подвода охлаждаю-
щей воды 14. вторая — с фланцем
отвода воды 15. Стояк приварен к
фланцу охладителя 20, который
крепится болтами к фланцу корпу-
са эжектора. К фланцам обоих ох-
ладителей снизу приварены по две
лапы 9 и по одной стойке 11 для
установки эжектора на фундамен-
те. Рабочий пар поступает одновре-
менно к соплам первой и второй
ступеней эжектора, в которых рас-
ширяется до давлений в сопловых
камерах. Струя пара эжектирует
паровоздушную смесь, подводимую
из конденсатора к сопловой камере
первой ступени. Сжатая в диффу-
зоре первой ступени паровоздуш-
ная смесь поступает в камеру о.
Поднявшись вверх, смесь через ок-
но в обечайке попадает в верхнюю
часть охладителя первой ступени и
движется сверху вниз по винтово-
му каналу. Большая часть пара из
паровоздушной смеси конденсиру-
ется в охладителе, а оставшаяся
смесь через второе окно в обечайке
попадает в камеру б. В верхней
части камеры б имеется отверстие,
через которое паровоздушная смесь
попадает в сопловую камеру второй
ступени эжектора. После сжатия
78
во второй ступени до давления,
несколько превышающего атмос-
ферное, смесь поступает в камеру в
и, поднявшись вверх, через окно в
обечайке попадает в верхнюю
часть охладителя второй ступени,
аналогично первому Пар, содер-
жавшийся в смеси, конденсируется,
а воздух через трубу 28 удаляется
в атмосферу.
Конденсат пара из охладителя
первой ступени отводится в конден-
сатор, а из охладителя второй сту-
пени — в дренажную магистраль
низкого давления через фланцы 13.
Охлаждающей водой в эжекторе
служит конденсат, подаваемый
конденсатным насосом одновре-
менно в одну из секций стояков, и
далее через два водоподводящих
коллектора параллельно в оба пуч-
ка змеевикон Пройдя по змееви-
кам снизу вверх, вода через кол-
лекторы поступает во вторую сек-
цию стояка и затем через фланец
15 отводится. К корпусу эжектора
крепится щит 23 с контрольно-изме-
рительными приборами.
Для разборки пакета змеевиков
при ремонте необходимо: освобо-
дить пучки змеевиков от корпуса;
отвернув гайки, крепящие нижние
концы тяг к опорам, отсоединить
тяги; вывинтить специальные бол-
ты, отсоединить все коллекторы от
приварышей стояка и вытащить
вверх оба пакета змеевиков в соб-
ранном виде; отвернув гайки, кре-
пящие верхние концы тяг к кресто-
вине, снять крестовину, вынуть тя-
ги, вывести винтовые перегородки,
снять хомуты и дистанционные
трубки. Подлежащий замене
змеевик обрезать у коллекторов и
вращением вокруг оси удалить; при
этом витки змеевика должны быть
разжаты и при вращении должны
скользить по коллектору. После
удаления развальцованных в гнез-
дах коллекторов корцов змеевиков
и зачистки гнезд новый змеевик за-
водить вращением на место ста-
рого. Концы змеевика вставить в
гнезда коллекторов, развальцевать
и разбортовать
Рис 4.10 Струйный подогреватель типа
ПС IVI
I - подвид поды, II — ПОДВОД ПП|>И. HI к мани
вакуумметру. IV — в дренажный бак; V —воз-
дух в камеру смешении
Струйный подогреватель типа
ПС-1М показан на рис. 4.10. Онсос-
тонт из клапана 2, корпуса 3, слу-
жащего камерой смещения, с дву-
мя патрубками 8, сопла 4, диффу-
зора 9, дросселя 6, воздухозабор-
ного кольца 5, двух заслонок 7 и
м ановакуумметра 1
В камеру смещения 3 через пат-
рубки 8 поступает пар из передне-
го и заднего уплотнений турбины,
а через сопло 4 подается вода.
Пар конденсируется на поверхнос-
ти струй воды, вытекающих из
центрального и периферийных от-
верстий сопла. Подогретая вода че-
рез диффузор 9 отводится в дре-
нажный бак низких точек.
Струйный подогреватель запус-
кается на необходимый расход ох-
лаждающей воды, а заслонками 7
производится подрегулировка дав-
ления в концевых уплотнениях тур-
биты так, чтобы из вестовых труб
наблюдалось незначительное паре-
ние. При ревизии струйного подог-
ревателя проверить, чтобы перекос
оси сопла относительно оси диффу-
зора не превышал 0,15 мм на дли-
не 100 мм, а несоосность сопла и
воздухозаборных колец составляла
не более 1,0 мм.
79
ГЛА В А ПЯТАЯ
СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН КТЗ
5.1 . ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА
И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ
ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМЫ
РЕГУЛИРОВАНИЯ
При организации серийного вы-
пуска турбин малой и средней мощ-
ности на КТЗ учитывалось, что тур-
бины будут работать в электричес-
ких сетях малой мощности, в отда-
ленных районах, не имеющих доста-
точной производственной базы для
обеспечения надлежащего техниче-
ского обслуживания и ремонтов. По-
этому системы регулирования тур-
бин должны быть Простыми в экс-
плуатации, обслуживании и ремонте
лри безусловном выполнении требо-
ваний ПТЭ по степени неравномер-
ности регулирования, нечувствитель-
ности и динамическому повышению
частоты вращения при сбросе на-
грузки. Исходя из этого, для паро-
вых турбин КТЗ принята однонасос-
ная гидродинамическая система ре-
гулирования частоты вращения с
двумя ступенями усиления (первая
ступень — проточная, вторая отсеч-
ная).
Системы регулирования турбин
всех типов, выпускаемых КТЗ, прин-
ципиально одинаковы и отличаются
от других систем регулирования ря-
дом характерных особенностей:
I. Для формирования регулиру-
ющего импульса, т. е. в качестве
датчика частоты вращения, и для
маслоснабжеиия системы регулиро-
вания, защиты и смазки применен
один и тот же специальный центро-
бежный насос-регулятор, который
спроектврован таким образом, что-
бы его характеристика была близка
к горизонтальной при значительных
изменениях подачи насоса.
2. Так как функцией частоты вра-
щения насоса-регулятора является
разность давлений в линиях нагне-
80
танин и всасывания насоса, то в си-
стемах регулирования КТЗ все эле-
менты, воспринимающие импульс
изменения частоты вращения, под-
ключены на этот перепад давлений.
3. Во всасывающей линии насо-
са-регулятора, располагающегося
непосредственно на валу турбины,
необходимо создать избыточное дав-
ление 0,03—0,05 МПа (0,3—
0,5 кгс/см2), чтобы предотвратить
срыв насоса из-за попадания в него
воздуха. Так как масляный бак на-
ходится ниже площадки обслужива-
ния, для этой цели наиболее просто
и надежно применить маслоструй-
ный инжектор, что и принято в си-
стемах регулирования КТЗ.
4. При изменениях частоты вра-
щения ротора турбины давление в
проточной импульсной линии изме-
няется по двум причинам: во-пер-
вых, из-за изменения давления в ли-
нии нагнетания насоса-регулятора,
из которой питается импульсная ли-
ния (прямой импульс), во-вторых,
из-за изменения сливной площади
окон трансформатора давления
(усиленный импульс) Оба эти им-
пульса суммируются, причем в сис-
темах регулирования КТЗ они име-
ют одинаковый знак [22].
5. Давление в проточной им-
пульсной линии и расход масла че-
рез нее на всех статических режи-
мах работы в системах регулирова-
ния КТЗ приняты постоянными. По-
этому в них отсутствуют профили-
рованные элементы, что существен-
но упрощает наладку.
Фактические размеры регулиру-
ющих окон, перекрыщ, зазоров, хо-
дов золотников и сервомоторов и
другие размеры могут отличаться от
приведенных в настоящей книге рас-
четных значений из-за возможных
производственных отклонений и на-
ладок
5.2 СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ КОНДЕНСАЦИОННЫХ
ТУРБИН
Задачей системы регулирования
турбины является приведение в соот-
ветствие мощности, развиваемой
турбиной, с внешней нагрузкой элек-
трического генератора. Это достига-
ется применением регулятора часто-
ты вращения, который контролирует
частоту вращения турбины и при от-
клонении ее от заданного значения
управляет клапанами, регулирую-
щими подачу пара в турбину [28].
Принципиальная схема регули-
рования конденсационных турбин
КТЗ показана на рис. 5.1. Ее основ-
ные элементы: центробежный масля-
ный насос 1. являющийся датчиком
частоты вращения ротора турбины
и поэтому называемый насосом-ре-
гулятором; трансформатор давле
пия (ТД) 3, преобразующий измене-
ния давления насоса-регулятора в
усиленный импульс, подаваемый в
импульсную линию, которая воз-
действует на отсечной золотник 4,
управляющий главным сервомото-
ром 5, перемещающим регулирую-
щие клапаны турбины и возвраща-
ющим отсечной золотник в среднее
положение с помощью обратной свя-
зи 6; маслоструйный инжектор 10,
создающий небольшое избыточное
давление во всасывающей линии на-
соса-регулятора и подающий масло
на смазку подшипников.
Элементы системы регулирова-
ния соединены масляными линиями
1—V
1 — линия нагнетания насоса-ре-
гулятора 1 до обратного клапана 2:
от н a coca-регулятора 1 до дроссель-
ной диафрагмы 7 постоянного про-
ходною сечения и к нижней полости
золотника трансформатора давле-
ния 3,
11 — линия нагнетания насоса-
регулятора / после обратного клапа-
на 2 (общая с линией нагнетания
пускового насоса): от на coca-регу-
лятора / через обратный клапан 2
к средней полости отсечного золот-
ника 4; она же соединяет систему
регулирования с системой защиты;
Ш — линия всасывания насоса-
регулятора 1, в которую сливается
масло из проточной импульсной ли-
нии V через обратную связь 6 серво-
мотора 5 и через трансформатор
давления 3 из сервомотора 5 через
его отсечной золотник 4; в нее так-
же направляются протечки из верх-
них полостей трансформатора дав-
ления и отсечного золотника;
IV — линия слива масла в бак 8;
V — проточная импульсная ли-
ния от дроссельной диафрагмы 7 к
обратной связи 6 сервомотора 5 и к
сливным окнам трансформатора
давления 3, а также к нижней поло-
сти отсечного золотника 4.
Разность давлений в нагнетании
и всасывании насоса-регулятора со-
ставляет 0,59 или 0,88 МПа (6 или
9 кгс/см2); маслоструйный инжектор
создает давление в линии всасыва-
ния 0,12—0,2 МПа (1,2 или
2 кгс/см2). Разность давлений в про-
точной импульсной линии и в линии
всасывания насоса-регулятора на
установившихся режимах постоян-
на и составляет, как правило, 0,2
или 0,29 МПа (2 или 3 кгс/см2).
Работа системы регулирования
до пуска турбины. При работе пус-
кового насоса происходит заполне-
ние маслосистемы маслом из бака
через обратный клапан 9 масло по-
ступает к соплу инжектора 10, кото-
рый создает давление в линии вса-
сывания насоса-регулятора и пода-
ет масло в систему смазки подшип-
ников турбоагрегата. Кроме того, от
пускового насоса масло поступает к
элементам защиты и к отсечному зо-
лотнику 4. При этом обратный кла-
пан 2 препятствует сливу масла че-
рез насос-регулятор в его линию
всасывания и в систему смазки. Так
как отсечной золотник под действи-
ем пружины находится в нижнем по-
ложении. то масло через его нижние
рабочие окна поступает в верхнюю
полость сервомотора, который от-
крывает полностью регулирующие
клапаны турбины.
Давление в проточной импульс-
ной линии примерно равно давлению
в линии всасывания насоса-регуля-
82
тора. Давление за пусковым насо-
сом в зависимости от его типа под-
держивается или регулятором тур-
бонасоса. или сбросным клапаном
на уровне около 0,78 МПа для си-
стем с давлением насоса-регулято-
ра 0,93 МПа и около 0,54 МПа для
систем с давлением насоса-регуля-
гора 0,64 МПа. При работе пуско-
вого насоса давление за инжекто-
ром составляет около 0,2 МПа
Работа регулирования при пус-
ке турбины. Пуск турбины осущест-
вляется стопорным клапаном, по ме-
ре открытия которого частота вра-
щения ротора возрастает. Когда она
достигнет 2400—2500 об/мин, золот-
ник трансформатора давления 3.
преодолевая натяжение пружины,
начнет подниматься вверх, прикры-
вая сливные окна из импульсной ли
нии. Давление масла н импульсной
линии повышается и, когда будет
достигнут установленный перепад
давления на отсечном золотнике
(указываемый в паспорте настройки
блока регулирования и составляю-
щий обычно 0,2 или 0,29 МПа), пор-
шень сервомотора начнет переме-
шаться вверх (при частоте враще-
ния 2500—2600 об/мин). Регулирую-
щие клапаны прикрываются, и тур-
бина выходит на холостой ход при
частоте вращения примерно 2850-
2880 об/мин. По мере роста часто-
ты вращения турбины, а следова-
тельно, и повышения давления мас-
ла за насосом-регулятором увеличи-
вается расход масла через передний
опорно-упорный подшипник и дру-
гие элементы турбины, поэтому дав-
.ление за инжектором, т. е. иа всасы-
вании насоса-регулятора и на смаз-
ку подшипников, несколько снижа-
ется (примерно па 0,01—0,02 МПа).
Некоторые расчетные характери-
стики системы регулирования на хо-
лостом ходу при номинальных пара-
метрах пара и частоте вращения ро-
тора приведены в табл. 5.1.
Необходимая для синхрониза-
ции генератора частота вращения
ротора турбины па холостом ходу
устанавливается оператором (маши-
нистом) с помощью устройства для
изменения частоты вращения (син-
хронизатора), называемого также
механизмом управления турбиной
1МУТ). Воздействие на синхрониза-
тор осуществляется как вручную
при помощи маховика на блоке ре-
гулирования, гак и дистанционно
шита управления.
Когда будет достигнута такая
частота вращения ротора турбины,
при которой давление в линии наг-
нетания насоса-регулятора превы-
сит давление, создаваемое пусковым
масляным насосом, обратный кла-
пан 2 откроется, а обратный кла-
пан 9 закроется. Маслоснабжение
системы регулирования и защиты, а
также подача масла к соплу инжек
тора 10 перейдут к насосу-регулято-
ру, и пусковой насос может быть ос-
тановлен (вручную или автоматиче-
ски). При этом давление за инжек-
тором 10, а следовательно, во всасы-
вающей линии насоса /ив системе
смазки, несколько понизится — при-
мерно на 0,05 МПа.
Работа регулирования под наг-
рузкой. После синхронизации турбо-
агрегата и включения его в сеть
воздействием на синхронизатор на-
грузка может быть изменена от 0 до
100% номинальной мощности, если
частота сети лежит в пределах от
97 до 101 % поминальной. Этим обес-
печивается возможность, с одной
стороны, включения турбоагрегата в
сеть при аварийном снижении часто-
ты сети, а с другой — работа с мак-
симально допустимой мощностью
при поминальной частоте сети или с
номинальной мощностью при пара-
метрах пара, отличающихся от рас-
четных.
При работе турбогенератора па
индивидуальную электрическую сеть
его частота вращения воздействием
на синхронизатор может быть изме-
нена от 97 до 101% поминальной
при нагрузке в пределах от 0 до
100% номинальной мощности
Рассмотрим процесс регулирова-
ния при работе турбины на индиви-
дуальную сеть. При уменьшении на-
грузки частота вращения ротора
турбины, а с ней и давление масла
Таблица 5.1. Расчетные характеристики
системы регулировании
турбоагрегатов на холостом ходу
Характеристика Тил турбины
<0 sd S хГ & о
Разность давле- ний в линиях наг- нетания и всасы- вания насоса-ре- гулятора. МПа 0.59 0.59 0.88 0.88
Разность давле ний на отсечном золотнике, МПа 0.29 0.29 0.29 0.29
Ход поршни сер вомотора*. мм Открытие слив- ных окон ТД. мм 9,0 7.4 10.8 4
3.4 3.4 1.8 3.9
Ход устройства для изменения ча стоты вращении (синхронизатора). 8.6 8.6 9.1 6.9
регулирующих клапанов
за насосом-регулятором возрастают.
Золотник трансформатора давле-
ния 3 перемещается вверх и кром-
кой своего нижнего поршня прикры-
вает сливные окна во втулке, умень-
шая их сливную площадь, что при-
водит к повышению давления в про-
точной импульсной линии V (уси-
ленный импульс). Давление в этой
линии возрастает также из-за повы-
шения давления перед дроссельной
диафрагмой 7 (прямой импульс).
Оба эти импульса суммируются.
Разность давлений в импульсной
линии и в линии всасывания насоса-
регулятора (линия III) воспринима-
ется отсечным золотником 4 и урав-
новешивается его пружиной. Своими
средними поршнями отсечной золот-
ник управляет впуском масла высо-
кого давления из линии И в одну из
рабочих полостей сервомотора 5 и
выпуском масла из другой. Когда
отсечной золотник 4 находится в так
называемом среднем положении,
т. е. когда его средние поршни отсе-
кают рабочие полости сервомотора 5
от линий высокого и низкого давле-
ния масла, поршень сервомотора не-
подвижен. С повышением давления
83
Таблица 52. Расчетные характеристики
системы регулирования
при номинальной нагрузке
Тип турбины
V,
X о
Ход поршни сервомотора от верхнего упора. 63.7 60 73.4 34
Открытие окон ТД.-мм 9.5 9.5 7,6 8.8
Ход устройства для изменения ча- стоты вращения от нижнего упора. 2.5 2.5 3,3 2
Степень нерав- номерности. % 5 5 5 3
Жесткость пру- Н/см 235.4 235,4 346.3 259,0
живы ТД
КГС‘СМ 24 24 35.3 26.4
в импульсной линии отсечной золот-
ник 4 смещается из среднего поло-
жения, впуская масло высокого дав-
ления (из линии II) в нижнюю по-
лость сервомотора и выпуская масло
из верхней полости сервомотора в
линию низкого давления (в линию
III). Под действием возросшего пе-
репада давлений поршень сервомо-
тора 5 переместится вверх, увеличив
при этом елявную площадь щели
обратной связи 6. Давление в им-
пульсной линии снизится и возвра-
тится к своему первоначальному
равновесному значению, а отсечной
золотник — к среднему положению.
Установившийся режим работы на-
ступит вновь, когда отсечной золот-
ник займет среднее положение, при
котором полости сервомотора будут
отсечены от линий нагнетания и вса-
сывания насоса-регулятора.
При изменении по каким-либо
причинам частоты сети (параллель-
ная работа) система регулирования
работает аналогично.
Следует отмстить, что даже при
отсутствии колебаний нагрузки или
частоты сети сервомотор системы
регулирования «дышит», в связи с
некоторыми изменениями парамет-
ров пара, нагрузки на сервомотор и
«4
по другим причинам. При таких не-
больших перемещениях сервомотора
обратная связь несколько изменяет
слив из импульсной линии, давление
в ней соответственно меняется и от-
сечной золотник смещается, застав-
ляя сервомотор вернуться в исход-
ное положение. При увеличении на-
грузки (работа на индивидуальную
электрическую сеть) или уменьше-
нии частоты сети (параллельная
работа) процесс регулирования идет
в обратном порядке В табл. 5.2
приведены некоторые расчетные ха-
рактеристики системы регулирова-
ния при номинальной нагрузке тур-
боагрегата и номинальных частоте
вращения, параметрах свежего пара
и давлении в конденсаторе.
5.3. СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН
С ПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ
Система регулирования турбины
с противодавлением предназначена
для автоматического поддержания
частоты вращения ротора турбины
при работе на индивидуальную или
общую электрическую сеть (при
этом противодавление поддержива-
ется средствами тепловой сети) или
для автоматического поддержания
противодавления турбины при рабо-
те на индивидуальную или общую
тепловую сеть (частота вращения
ротора турбины поддерживается
электрической сетью).
Степень неравномерности регу-
лирования частоты вращения при
номинальных параметрах пара ле-
жит в пределах 4—5%. Диапазон
синхронизации 10%. Запас по ходу
синхронизатора, получающийся из-
за унификации, дан в сторону пони-
женной частоты вращения. Разность
давлений в линиях нагнетания и вса-
сывания насоса-регулятора при час-
тоте вращения 3000 об/мин для тур-
бин мощностью 12 МВт составляет
0,88 МПа, а для турбин мощностью
6 МВт — менее 0,59 МПа. Разность
давлений на отсечном золотнике ус-
танавливается 0,29 МПа. Степени
неравномерности по давлению за
Рис. 5.2 Схема регулирования турбины с противодавлением.
турбиной, принимаемые для выпус-
каемых заводом турбин с противо-
давлением, указаны в табл. 5.3.
Устройство для изменения давления
пара за турбиной обеспечивает под
регулирование давления в пределах,
требуемых ГОСТ (см. табл. 1.5).
На рис. 5.2 приведена принципи-
альная схема регулирования турби-
ны с противодавлением, которая от-
личается от схемы регулирова-
ния конденсационной турбины
(рис 5.1) наличием регулятора
давления (РД) сильфонного типа 11.
На некоторых турбинах предусмот-
рено реле закрытия регулирующих
клапанов 12. Наименования всех
элементов и линий такие же, как для
конденсационной турбины (рис. 5.1).
Регулятор частоты вращения
турбины используется лишь для син-
хронизации при включении турбоаг-
регата в электрическую сеть при ра-
боте турбины под управлением регу-
лятора давления и для предохране-
ния ее от чрезмерного повышения
частоты вращения в случае внезап-
ного сброса электрической нагрузки.
Положение органов регулирова-
ния до пуска турбины. Регулятор
давления // выключен. Его регули-
рующие окна полностью закрыты
нижним пояском золотника. Натя-
жение пружины регулятора мини-
мальное, т. е. винт устройства для
изменения уровня давления пара за
турбиной вывинчен и находится на
верхнем упоре. Клапан на импульс-
ном трубопроводе регулятора дав-
ления плотно закрыт. Устройство
для изменения частоты вращения
(синхронизатор) занимает положе-
ние, указанное в паспорте настройки
блока регулирования. Золотник
трансформатора давления 3 нахо-
дится на нижнем упоре, его регули-
рующие окна открыты полностью.
Регулирующие клапаны турбины
под действием своего веса закрыты.
Поршень сервомотора — в верхнем
положении, щель обратной связи 6
открыта максимально. Автоматиче-
ский затвор выключен.
85
Таблица 5.3. Расчетные характеристики
систем регулирования турбин
с противодавлением
Тип турбины g £ re йН hl "хс .-1 JSre t re § Расчетной вращения %. При включении РД на хило стом ходу
при Ф=0 при <1=5%
Р 6 35/3M 15 0.9 3 8,6
P-4-35/3M 15 1.3 3 8,7
P-2.5-35/3M 15 0.9 2,8 8,6
Р-2.5-15/ЗМ 15 0.9 2.9 8,7
Р-1 5-15/ЗМ 15 ) 3 8,9
Р-6-35/5М 10 0,9 3 8,8
Р-4-35/5М 10 0.7 3 8.8
Р-2.5-35/5М 10 0.7 2.7 8,4
Р-2.5-15/6М 10 1.1 2,7 8,4
Р-6-35/10М 10 1.2 2.9 8,3
P-4-35/11 10 1.1 2,7 8,5
Р-2,5-35/1! 10 1.3 2,9 8.2
Р 1,5-35/И 10 0,8 2.5 7,9
Р-4-35/15М 10 0,9 2.7 8,5
Р-2,5-35/15 10 0,9 2JJ 8,3
Р-1,5-35/15М 10 1.0 2,8 9 1
Р I2-35/SM 10 1.3 2,9 8,1
Р-12-90/18М 8 1,4 3,5
Р-12-90/3IM 6 1.2 3 8.6
Работа регулирования при пуске
и на холостом ходу. Процесс регу-
лирования при пуске и на холостом
ходу протекает так же, как у кон-
денсационной турбины (см. § 5.2)
Момент включения турбины в
тепловую сеть зависит от способа
прогрева турбины. Если прогрев ве-
дется через выходной патрубок, то
к концу его давление в корпусе тур-
бины поднимается и, когда оно срав-
няется с давлением, имеющемся в
коллекторе тепловой сети, задвиж-
ка на линии в тепловую сеть к по-
требителю откроется полностью.
После этого пуск турбины осущест-
вляется стопорным клапаном или
обводным вентилем главных пароза-
порных задвижек также, как и пуск
конденсационной турбины.
При прогреве турбины свежим
паром пуск осуществляется стопор-
ным клапаном или обводным клапа-
ном с выхлопом пара в атмосферу.
После выхода турбины на холостой
ход, прикрывая задвижку на выхло-
пе в атмосферу, поднимают давле-
ние за турбиной. Когда оно превы-
сит давление в коллекторе тепловой
сети на 0,01—0,03 МПа, постепенно
открывают задвижку в тепловую
сеть, одновременно полностью за-
крывая задвижку на выхлопе в ат-
мосферу. Расчетные характеристики
регулирования турбин с противодав-
лением приведены в табл. 5 4.
Перед пуском турбины или на
холостом ходу должны быть на-
строены предохранительные клапа-
ны в линии противодавления.
Работа регулирования турбины
под нагрузкой с выключенным регу-
лятором давления. Если турбина с
противодавлением работает по элек-
трическому графику нагрузки, удов-
летворяя меняющимся потребностям
в электрической энергии, расход па-
ра через турбину определяется этой
электрической нагрузкой, а частота
вращения ротора поддерживается
регулятором частоты вращения. При
этом работа системы регулирования
ничем не отличается от работы си-
стемы регулирования конденсацион-
ной турбины, описанной в § 52.
Давление за турбиной поддержива-
ется средствами тепловой сети, нап-
ример, с помощью редукционно-ох-
ладительного устройства (РОУ).
Работа регулирования турбины
под нагрузкой с включенным регу-
лятором давления. Если турбина ра-
ботает по тепловому графику на-
грузки, она находится под управле-
нием регулятора давления, который
включается только после включения
турбоагрегата на параллельную ра-
боту в электрическую сеть и набора
небольшой электрической нагрузки
(около 20% номинальной) При
этом давление за турбиной должно
быть не ниже нижнего предела регу-
лирования противодавления После
включения регулятора давления ре-
гулятор частоты вращения на уста-
новившихся режимах работы не ока-
зывает воздействия на турбину.
Перед включением регулятора
давления в работу необходимо из
линия, подводящей импульс к регу-
лятору, и из полости самого регул я-
Таблица 54. Расчетные характеристики систем регулирования турбин
с противодавлением_____________________
Тнл турбины Холостой ход РД выключен Номинальная нагрузка юл управлением РД Номинальная нагрузка под управлением регу- лятора частоты вра- щения, РД выалючеи
Н S fe Op h gg 7 а? я г « ||| Нр о “ " 5 5g з S 65 01 & •||! Лй h
P-6-35/3M Р 4-35/3M Р 2,5-35/ЗМ Р-2.5-I5/3M Р 1 5 I5/3M Р 6 35/5М Р-4-35/5М Р-2.5-35/5М Р-2.5-15/6М Р-6-35/ЮМ Р-4-35/11 Р-2.5 35/11 Р-1.5-35/11 Р-4-35/I5M Р-2,5-35/15 Р-1.5-35/15М Р-12-35/5М P-I2-90/I8M I2 90/31M 1,85 1.82 i.80 1,80 1,94 1.85 1.90 1,82 1,74 1,23 1,54 1,30 1,37 1,40 1,38 1.61 1.50 1,76 2,06 9.2 9,2 9,2 9,2 9,1 9.5 9,7 9.0 8.0 8,5 8.7 8,1 8.5 9,4 9.1 Ю.4 8.6 8.1 7.7 15,2 18,3 18,1 15,5 15,0 16.2 16,4 16.0 13,3 14,2 21.0 14,4 17,6 13,5 19,1 18,6 17.1 14,4 20,0 1.85 1.82 1,80 1.80 1,94 1.85 1.90 1.82 1.74 1,23 1,54 1,30 1,37 1,40 1.38 1.61 1.50 1.76 2,06 9.2 9.2 9.2 9,2 9,1 9,5 9.7 9,0 «,0 8,5 8.7 8.1 8,5 9.4 9.1 10.4 8.6 8.1 7.7 81.8 78.5 73.6 78.0 71.0 75,2 74.0 63,8 84.9 83.2 79.6 70,7 59.8 74,1 73,4 64.8 78.0 61.0 86.8 4.24 4,24 4.24 4.24 4.24 4,70 5.73 5,73 5.73 3,97 4,36 4,36 4,36 4.0 4.0 4,0 4,6 3,54 3.0 12,1 12.1 12.1 12.1 12.1 24,6 12,3 12,3 12.3 23.9 15.9 15,9 15.9 13,7 13,7 13,7 24,6 10,1 16.7 7,6 7,8 7,7 7,7 8,1 7,8 7.9 7,75 7.56 6,96 7.4 7.1 7.45 7,2 7.35 7.82 6.61 7,63 7.6 3,4 3,2 3.3 3.3 2.9 3.5 3,7 3,1 2,2 2,7 2.9 2,3 2,5 3,6 3.2 4,2 3,4 2.2 2.2 81,8 78,5 73,6 78.0 71,0 75,2 74,0 63,8 84,9 83,2 79,6 70,7 59,8 74.1 73,4 64,8 78,0 61,0 86,8
тора выпустить воздух, заполнив их
конденсатом. Регулятор давления
включается поворотом эксцентрика
в положение «Включено» Затем
медленным вращением маховика ре-
гулятора необходимо постепенно
увеличивать натяжение его пружи-
ны до трогания сервомотора регули-
рующих клапанов в сторону откры-
тия. Продолжая увеличивать натя-
жение пружины регулятора давле-
ния, одновременно необходимо при
помощи устройства для изменения
частоты вращения синхронизатора)
установить золотник трансформато-
ра давления в положение холостого
хода при рабочем противодавлении
и номинальной частоте вращения
(табл. 5.4). Во время этой операции
необходимо поддерживать неизмен-
ное положение сервомотора, а зна-
чит, и давление пара за турбиной
Сила от давления пара, подведенно-
го из выхлопной части турбины к
сильфону регулятора давления,
уравновешивается пружиной Поэто-
му его золотник занимает вполне оп-
ределенное положение относительно
втулки, в которой выполнены окна
для слива масла из проточной им-
пульсной линии в линию всасывания
насоса-регулятора.
Рассмотрим действие системы
регулирования при работе по тепло-
вому графику нагрузки. В случае
увеличения расхода пара к теплово-
му потребителю противодавление
снижается. Золотник регулятора
давления // (рис. 5.2) смещается
вниз в новое положение, при кото-
ром уменьшившаяся сила давления
пара, действующая на активную
площадь сильфона, уравновесится
натяжением пружины регулятора
давления. Площадь сливных окон во
втулке регулятора давления при
этом увеличивается, а давление в
проточной импульсной линии V
уменьшается. Отсечной золотник 4
под действием пружины опускается
вниз, открывая окна во втулке для
пропуска масла из линии II в верх-
87
Рис. 5.3. Статические характеристики tvp
бины Р-12-90 31М:
Оф. Оф. степени неравномерности по частоте
вращения. XX холостой ход; НН ||омн|ци||.цпя
нигрудка
нюю полость сервомотора 5 и слива
из нижней его полости. В результа-
те поршень сервомотора будет дви-
гаться вниз, открывая регулирую-
щие клапаны и увеличивая расход
пара через турбину. При этом пло-
щадь щели обратной связи 6 умень-
шается до тех пор, пока давление н
проточной импульсной линии V нс
станет равным первоначальному
значению. Отсечной золотник при
этом возвратится в среднее положе-
ние, перекрыв окна во втулке, и про-
цесс регулирования закончится. Из-
менением натяжения пружины регу-
лятора давления 11 с помощью ма-
ховика можно изменять противодав-
ление турбины. На некоторых тур-
бинах предусмотрено также дистан-
ционное управление этим устройст-
вом.
Если при работе турбины по теп-
ловому графику произойдет сброс
электрической нагрузки, частота
вращения ротора турбины будет по-
вышаться, регулятор частоты вра-
щения вступит в работу и будет за-
крывать регулирующие клапаны
турбины. Оставшийся включенным
регулятор давления 11 будет этому
препитствовать, стремясь поддер-
жать противодавление открытием
регулирующих клапанов. Чтобы из-
88
бежать при этом чрезмерного повы-
шения частоты вращения турбины
вплоть до срабатывания регулятора
(автомата) безопасности, использо-
ван принцип разделения характери-
стик [3]. С этой целью во втулке
трансформатора давления 3 выпол-
нены дополнительные окна, которые
открываются его золотником при
достижении определенной частоты
вращения турбины. Через эти окна
осуществляется дополнительный
впуск масла из линии нагнетания
насоса-регулятора в проточную им-
пульсную линию V, в результате че-
го давление в пей значительно воз-
растает. Регулирующие клапаны
парораспределения прикроются и
будут удерживать турбину на холо-
стом ходу при повышенной на 3—4%
частоте вращения ротора.
При включении в работу допол-
нительного окна трансформатора
давления турбина переходит на ра-
боту по статической характеристике
с малой местной неравномерностью
(бср, =14-2%), устойчивость ее ра-
боты снижается и возможно возник-
новение колебаний частоты враще-
ния и противодавления. В этом слу-
чае необходимо выключить регуля-
тор давления при помощи рукоятки,
в результате чего турбина перейдет
под управление регулятора частоты
вращения и частота вращения ее по-
низится примерно до 3000 об/мин.
Затем следует синхронизировать
турбоагрегат с электрической сетью,
предварительно выяснив причину
сброса нагрузки.
На рис. 5.3 изображены статиче-
ские характеристики турбины
Р-12-90/31 ЛА (по ходу сервомотора).
Предположим, что при работе
турбины с номинальной нагрузкой
под управлением регулятора давле-
ния произошел сброс электрической
нагрузки с отключением генератора
от сети (точка С). Тогда с повыше-
нием частоты вращения сливные ок-
на трансформатора давления из им-
пульсной линии V {рис. 5.2) будут
закрываться. При частоте вращения,
соответствующей точке Д, они пол-
ностью закроются и начнут откры-
ваться дополнительные окна но
втулке трансформатора давления,
которые обеспечивают подачу масла
из линии нагнетания насоса 1 в им-
пульсную линию V Турбина перей-
дет на работу со степенью неравно-
мерности примерно 1,2% (характе-
ристика ДЕ). В точке Е установится
холостой ход при частоте вращения
3090 об/мин.
В табл. 5.3 были приведены рас-
четные значения степени неравно-
мерности по частоте вращения прн
работе на дополнительном окне ТД,
а также указано повышение часто-
ты вращения ротора турбоагрегата
при включении регулятора давления
на холостом ходу (генератор от се-
ти отключен) при номинальной час-
тоте вращения (fp=O) и при часто-
те вращения па 5% выше номиналь-
ной (ч)=5%).
Если бы дополнительных окон
трансформатора давления не было,
то, начиная с точки Д, статическая
характеристика (линия ДГ.ц) опре-
делялась бы только прямым импуль-
сом. При этом из-за того, что регу-
лятор давления остается включен-
ным и через его окна происходит
значительный слив масла из им-
пульсной линии V, регулирующие
клапаны приоткрывались бы, часто-
та вращения повышалась и мог-
ла бы достигнуть в точке Ё2
4200 об/мин.
При работе под управлением ре-
гулятора частоты вращения с вы-
ключенным регулятором давления
статической характеристикой явля-
ется линия С£[ (бф =5%) и при
сбросе электрической нагрузки час-
тота вращения в установившемся
режиме повысилась бы лишь до точ-
ки £|.
5.4. СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН
С ОДНИМ РЕГУЛИРУЕМЫМ
ОТБОРОМ ПАРА
Система регулирования турбины
с регулируемым отбором пара пред-
назначена для автоматического под-
держания частоты вращения ротора
турбины и давления пара в отборе
открытием паровпускных органов
ЧВД и ЧНД турбины в соответствии
с электрической нагрузкой и расхо-
дом пара в регулируемый отбор.
Поэтому схема регулирования таких
турбин, показанная на рис. 5.4, име-
ет два сервомотора 5 и 14 и две про-
точные импульсные линии V (ЧВД)
и V/ (ЧНД), управляющие этими
сервомоторами при помощи отсеч-
ных золотников 4 и /3 Изменение
разности давлений в линиях нагне-
тания и всасывания насоса-регуля-
тора / в результате изменения час-
тоты вращения ротора турбины вос-
принимается трансформатором дав-
ления 3, изменение давления пара в
отборе — регулятором давления 11.
Система регулирования с отбо-
ром пара выполнена связанной и
автономной. В ней каждый из регу-
ляторов воздействует па вес органы
паровнуска, причем связи между ре-
гуляторами и сервомоторами орга-
низованы так, что изменение како-
го-либо одного регулируемого пара-
метра практически не влечет за
собой изменения другого регулируе-
мого параметра. Для этого во втул-
ках трансформатора давления 3 и
регулятора давления 11 выполнены
окна определенной ширины для сли-
ва масла из обеих импульсных ли-
ний V и VI и линию всасывания
насоса-регулятора, причем окна рас-
положены так, что золотник транс-
форматора давления при своих пере-
мещениях изменяет давления в обе-
их импульсных линиях в одном, а
золотник регулятора давления — в
разных направлениях. Отсечные зо-
лотники 4 и 13 подключены каждый
только к своей проточной импульс-
ной линии, соответственно и обрат-
ные связи сервомоторов 6 и 15 воз-
действуют каждая только на свой
отсечной золотник.
Для перевода турбины с конден-
сационного режима работы на ре-
жим с регулируемым отбором пара
и наоборот у регулятора давления
предусмотрен выключатель в виде
эксцентрика, отжимающего золот-
ник вверх.
Й9
Работа системы регулирования
до пуска турбины.
При работе пускового масляного
электро- или турбонасоса в линии 11
устанавливается давление приблизи-
тельно 0,55 или 0,8 МПа в зависи-
мости от принятого для турбины
давления насоса-регулятора при но-
минальной частоте вращения (соот-
ветственно 0,64 или 0,93 МПа); дав-
ление в линии всасывания насоса-рс-
гулятора составит около 0,15—
0,2 МПа.
При взводе автоматического за-
твора системы защиты турбины от-
крываются окна в его втулке для
подвода масла к стопорному клапа-
ну и к реле закрытия регулирующих
клапанов 12 (если оно имеется).
Поршни всех сервомоторов будут на
нижних упорах, чему соответствует
максимальный ход сервомоторов на
открытие (табл. 5.5). Золотник тран-
сформатора давления 3 находится в
нижнем положении, окна слива мас-
ла из импульсных линий ЧВД и
ЧНД в линию всасывания насоса-ре-
гулятора полностью открыты. Регу-
лирующие окна во втулке регулято-
ра давления И на сливе из импульс-
ной линии ЧВД закрыты, а из им-
пульсной линии ЧНД открыты.
Щели обратных связей ЧВД 6 и
ЧНД 15 открыты минимально. От-
сечные золотники ЧВД 4 и ЧНД 13
находятся внизу и через нижние
окна в своих втулках пропускают
масло от пускового насоса к верх-
ним полостям сервомоторов 5 и 14,
а нижние полости сервомоторов сое-
динены через верхние окна отсеч-
ных золотников с линией всасывания
пасоса-регулятора.
Работа системы регулирования
при пуске и на холостом ходу. Пуск
турбины осуществляется стопорным
клапаном при полностью открытых
регулирующих клапанах ЧВД и
ЧНД (или поворотной диафрагмы
ЧНД). Для турбин с поминаль-
Рис. 5.4. Схема автоматического регулирования турбины с одним регулируемым от-
бором пара:
7, 16 — дроссельные диафрагмы импульсных линий ЧВД к ЧНД соответственно, 12 — реле за
крытия регулирующих клапанов: остальные обозначения см. в тексте к рнс. 61
90
Таблица 5 5. Расчетные характеристики системы регулирования
при работе пускового насоса
Характеристика Тип турбкны
П-0,75 35/5Б П 1.5 35/ЗБ П-2,5 3-5/SM Г) 4 35/5 П 6-35/5М Т-6-35/1.2
Давление масла за пус- ковым насосом, МПа 0,75 0,75 0.55 0,55 0,55 0,55
Давление масла во всасы- вающей линии насоса-регу- лятора, МПа 0,28 0,12 0,16 0,16 0,16 0.16
Давление масла за ин жектором, МПа 0,30 0,14 0,18 0,18 0,18 0,18
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧВД, МПа 0 0 0 0 0 0
Открытие регулирующих окон ТД из импульсных ли ний ЧВД и ЧНД, мм 8.2 8.5 12,5 12 12 10,5
Ход сервомотора ЧВД, ММ 50 55 70 80 97 80
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧНД, МПа 0 0 0 0 0 0
Давление масла на смаз- ку подшипников, МПа 0,08 0,08 0,16 0,16 0,16 0.16
Ход сервомотора ЧНД, мм 60 60 60 75 80 95
ной частотой вращения ротора
3000 об/мин при частоте вращения
примерно 2450—2500 об/мин золот-
ник трансформатора давления Стро-
гается с нижнего упора и перемеща-
ется вверх, прикрывая регулирую-
щие сливные окна из импульсных
линий ЧВД и ЧНД. На отсечном
золотнике сервомотора ЧВД 4 уста-
навливается номинальная разность
давлений 0,29 МПа. При дальней-
шем перемещении вверх золотника
трансформатора давления 3 с рос-
том частоты вращения примерно до
2550—2600 об/мин поршень серво-
мотора ЧВД 5 идет на прикрытие
регулирующих клапанов. При этом
слив через щель обратной связи сер-
вомотора ЧВД 6 увеличивается, чем
обеспечивается поддержание разно-
сти давлений масла на отсечном зо-
лотнике ЧВД 4.
Если устройство для изменения
частоты вращения на трансформа-
торе давления перед пуском было
поставлено в положение, указанное
в паспорте настройки блока регули-
рования, то при частоте врашения
2850—2880 об/мин установится хо-
лостой ход турбины. Если маховик
синхронизатора перед пуском был
установлен на верхнем упоре, то хо-
лостой ход турбины установится при
частоте вращения около 2750 об/мин.
При этом могут возникнуть колеба-
ния системы регулирования на холо-
стом ходу, так как начнут откры-
ваться дополнительные окна транс-
форматора давления и турбина пе-
рейдет на работу с малой степенью
неравномерности регулирования час-
тоты вращения. Для устранения
появившихся колебаний достаточно
увеличить натяжение пружины
трансформатора давления, т. е. по-
высить частоту вращения ротора
турбины на холостом ходу до
2880 об/мин. С помощью устройства
для изменения частоты вращения
устанавливается необходимая для
синхронизации генератора частота
вращения холостого хода.
Расчетные характеристики систе-
мы регулирования на холостом ходу'
при номинальных начальных и ко-
нечных параметрах пара и номи-
нальной частоте вращения ротора
турбины приведены в табл. 5.6. На
91
холостом ходу поршень сервомотора
ЧНД 14 находится вблизи нижнего
упора, отходя от него примерно на
5—15 мм, и почти полностью откры-
вает регулирующие клапаны (пово-
ротную диафрагму) ЧНД. Такое по-
ложение сервомотора ЧНД 14 обес-
печивается за счет открытия в регу-
ляторе давления при его выключе
нии дополнительной площади окон
слива масла из импульсной линии
ЧНД. Если дополнительная площадь
окон импульсной линии ЧНД в регу-
ляторе давления 11 выполнена боль-
шей, чем требуется, то при выклю-
ченном регуляторе сервомотор
ЧНД 14 па холостом ходу будет
жестко находиться на нижнем упоре
и перепад давления на отсечном зо-
лотнике ЧНД 13 установится мень-
ше указанного в паспорте настройки
блока регулирования. В этом случае
при полном сбросе электрической
нагрузки на конденсационном режи-
ме с отключением генератора от
сети, несмотря на смещение золотни-
ка трансформатора давления 3
вверх и закрытие в нем окон им-
пульсной линии ЧНД, разность дав-
лений на отсечном золотнике
ЧНД 13 хотя и может повыситься до
расчетного значения, но сервомотор
ЧНД может тем не менее прикрыть-
ся недостаточно. Тогда расширение
пара, находящегося в паровом объе-
ме турбины, камерах и трубах отбо-
ра может повысить частоту враще-
ния ротора турбины до срабатыва-
ния регулятора безопасности.
В табл. 5.7 приведены расчетные
значения повышения частоты вра-
щения ротора турбины при включе-
нии на холостом ходу (XX) регуля-
тора давления 11 при различных
частотах вращения ротора турбины
(генератор в сеть не включен) и сте-
пени неравномерности по частоте
вращения.
Работа системы регулирования
турбины на конденсационном режи-
Та блица 5.6. Расчетные характеристики системы регулирования на холостом ходу
Характеристика Тип турбины
П-С,75-35/5Б П I.S-35/5B П 2.5 35/SM П-4 35/5 П 6 35/5М Т-Б-35/1.2
Номинальная частота вра- щения турбины, об/мин 6700 6700 3000 3000 3000 3000
Разность давлений в ли ниях нагнетания и всасыва- ния насоса-регулятора, МПа 0,68 0.88 0.59 0,59 0,59 0,59
Давление масла за ин- жектором, МПа Давление масла на вса- сывании яасоса-регулятора, МПа 0,07 0,08 0.12 0,12 0,12 0,12
0.05 0.05 0,05 0,05 0,05 0,05
Разность давлений масла на отсечном золотнике сер- вомотора ЧВД, МПа 0,29 0,29 0.29 0.29 0.29 0,29
Ход сервомотора ЧВД, 5,8 3,6 6,0 6,1 8.4 7,0
Степень открытия регули- рующих окон ТД из им- пульсных линий ЧВД и ЧНД, мм 1,3 1.3 3,2 2,7 2.5 1.9
Разность давлений масла на отсечном золотнике сер- вомотора ЧНД, МПа 0,2 0,2 0.2 0.2 0.2 0.2
Ход сервомотора ЧНД -55 -55 -55 -65 -65 -90
Ход устройства для изме- нения частоты вращения. 7,9 7,7 9,9 10,0 10,1 9.2
92
ме. После включения турбоагрега
та в электрическую сеть на парал-
лельную работу устройством для из-
менения частоты вращения можно
установить любую электрическую
нагрузку от 0 до 100% номинальной
при частоте сети в пределах от 97
до 101% номинальной
Процесс регулирования идет сле-
дующим образом: при увеличении
нагрузки (одиночная работа) или
уменьшении частоты сети (парал-
лельная работа) частота врашения
ротора турбины снижается, давле-
ние масла за насосом-регулятором 1
падает, золотник трансформатора
давления 3 перемешается вниз, уве-
личивая слив масла из импульсных
линий ЧВД и ЧНД. Давление под
отсечным золотником ЧВД 4 снижа-
ется, и он под действием пружины
перемещается вниз, открывая дос-
туп маслу высокого давления из ли-
нии 11 в верхнюю полость сервомо-
тора ЧВД 5 и одновременно соеди-
няя его нижнюю полость с линией
всасывания насоса-регулятора /.
Поршень сервомотора ЧВД, пере-
мещаясь вниз, открывает регулиру-
ющие клапаны свежего пара, обес-
печивая повышение мощности тур-
бины. Одновременно уменьшается
сливная площадь щели обратной
связи 6 сервомотора ЧВД. Давление
в импульсной линии ЧВД восстанав-
ливается, отсечной золотник 4 воз-
вращается в среднее положение,
после чего движение сервомотора 5
прекратится и регулирующие клапа-
ны ЧВД займут положение, соответ-
ствующее увеличенной мощности
турбины.
На конденсационном режиме ра-
боты турбины регулятор давления
выключен и в нем открыт большой
слив из импульсной линии ЧНД.
Поэтому в ней независимо от откры-
тия окон в трансформаторе давле-
ния установится низкое давление, и
сервомотор ЧНД 14 будет находить-
ся на нижнем упоре, т. е. регулирую-
щие клапаны (поворотная диафраг-
ма) ЧНД будут полностью откры-
ты. При уменьшении нагрузки (оди-
ночная работа) или увеличении час-
Таблица 5.7. Расчетные характеристики
системы регулирования ври включении
регулятора давления на холостом ходу
Тип турбины Расчетное повышение частоты вра- щения рото включении РД На XX. % f si Г : И; = 5 § К
<р£-о Ч=й
11-0.75 35/5Б 2.8 8.5 4 ,5
П-1.5 35/5Б 2,5 8.0 4 2.1
П 2 5-35/5М 3.3 9,3 4 0.6
II 4-35/5 2.8 9,2 9.0 4 о.ь
П-6-35,-5-М 2,5 4 0.4
Т 6 35/1.2 2.2 7.9 4 0.8
тоты сети (параллельная работа)
процесс регулирования протекает в
обратном направлении.
Расчетные характеристики сис-
темы регулирования при номиналь-
ной электрической нагрузке и
Сотб=0, при выключенном регулято-
ре давления, номинальных началь-
ных н конечных параметрах пара,
номинальной частоте вращения при
ведены в табл. 5.8.
Перевод турбины на режим с ре-
гулируемым отбором пара. В исход
ном положении регулятор давления
находится в положении «Выключе-
но», паровой клапан на линии, под-
водящей пар к регулятору давления,
закрыт. Натяжение пружины регу-
лятора давления минимально, т. е.
устройство для изменения уровня
давления пара находится на верх-
нем упоре.
Перед включением регулятора в
работу необходимо выпустить воз-
дух из системы, подводящей пар к
регулятору, и из самого регулятора.
Для наполнения корпуса сильфона
конденсатом надо несколько раз
кратковременно открыть паровой
угловой клапан, после чего открыть
его полностью или частично. Пово-
ротом эксцентрика включают регу-
лятор давления (выключатель сле-
дует поставить в положение «Вклю-
чено») , при этом сервомотор 14 при-
крывается и в камере отбора долж-
93
Таблица 5.8. Расчетные характеристики системы реагировании
на конденсационном режиме работы (<?отп=0) при номинальной
электрической нагрузке
Хврзктерястнка П 0.75.35/5Б Тип турбины
П 1.5 35/ОБ II 2.5-35/5М П 1-35/5 П Ъ 35/5М Т-Ь-35/I.S
Номинальная электриче ская мощность, кВт 750 150» 2500 4000 6000 6000
Хол сервомотора ЧВД. мм 22.8 25,6 28,5 29.0 38.4 40.0
Степень открытия регулиру- ющих окон ТД импульс- ных линий ЧВД и ЧНД. 6.5 6.2 10.0 4.7 9.4 8.1
Степень открытия регулиру ющих окон РД импульс- ной линии ЧВД. мм 0 0 0 0 0 0
Ход сервомотора ЧНД. мм На jnope На vnope На vnope На упоре На vnope На упоре
’60 60 60 75 80 90
Степень открытии регулп руюших окон РД им лульсиой линии ЧНД. мм 7,4 8.1 9.5 9,0 9.5 9.5
Разность давлений на от- сечном золотинке ЧНД. МПа -0.12 - 0.1 f -0,12 -0 12 -0.12 —0.14
Ход устройства для измене- ния частоты вращения. 2.7 2.8 3.1 З.о 3.2 1.0
но установиться давление 0.29 МПа
по манометру для отбора 0,39—
0,69 МПа или 0,03 МПа по мано-
вакуумметру для отбора 0,07—
0,25 МПа. Для турбины Т-6-35/1,2
нижний предел абсолютного давле-
ния выполнен на уровне 0,12 МПа
в соответствии с действовавшим в
то время ГОСТ. Далее вращением
по часовой стрелке маховика задат-
чика регулятора давления увеличи-
вают натяжение пружины регулято-
ра до тех пор, пока сервомотор
ЧНД 14 не тронется в сторону за-
крытия; это означает, что регулятор
включен. Необходимое давление в
отборе устанавливается изменением
натяжения пружины регулятора.
Если при включении регулятора нет
качаний давления и электрической
нагрузки, угловой клапан регулято-
ра открывают полностью; в случае
появления качаний его надо час-
тично прикрыть. Регулятор давле-
ния рекомендуется включать при
малых электрических нагрузках
(около 25% номинальной) с тем,
чтобы была сохранена автономность
системы регулирования.
94
Чтобы избежать качаний давле-
ния, включать регулятор давления
следует при небольшом расходе па-
ра в отбор (примерно 15% расчет-
ного). После включения регулятора
давления задвижку па линии потре-
бителя пара открывают полностью.
Работа регулирования на режи-
ме изменения электрической нагруз-
ки при постоянном отборе. При уве-
личении электрической нагрузки зо-
лотник трансформатора давления 3
(рис. 5.4) идет вниз, увеличивая от-
крытие сливных окон из импульсных
линий ЧВД и ЧНД. Давление в этих
линиях понижается, отсечные золот-
ники ЧВД 4 и ЧНД 13 перемещают-
ся вниз, открывая нижние окна во
втулках, через которые масло из ли-
нии нагнетания насоса-регулятора II
поступает в верхние полости серво-
моторов ЧВД 5 и ЧНД 14, и верхние
окна, через которые масло из ниж-
них полостей сервомоторов сливает-
ся в линию всасывания насоса-регу-
лятора Поршни сервомоторов пере-
местятся вниз настолько, что при
увеличении расхода пара в турбину
электрическая мощность возрастет.
а расход пара в отбор и давление в
нем практически останутся неизмен-
ными.
При уменьшении электрической
нагрузки элементы системы регули-
рования двигаются в обратном нап-
равлении.
При работе гурбоа!регата «элек-
трическую сеть изменение электри-
ческой нагрузки осуществляется воз-
действием на устройство для изме-
нения частоты врашеиия.
Работа регулирования на режи-
ме изменения тепловой нагрузки при
постоянной электрической нагрузке.
При уменьшении расхода пара к
тепловому потребителю давление в
камере отбора повысится, золотник
регулятора давления 11 переместит-
ся вверх и прикроет нижним пояс-
ком сливные окна из импульсной
линии ЧВД. Давление в этой линии
повысится, отсечной золотник 4 пе-
реместится вверх и поршень серво-
мотора ЧВД 5 прикроет ре<улирую
щие клапаны, увеличив при этом
слив из импульсной линии ЧВД
через обратную связь 6. Когда раз-
ность давлений на отсечном золот-
нике 4 восстановится, он вернется в
среднее положение и движение сер-
вомотора ЧВД 5 прекратится. Одно-
временно верхним пояском золотник
регулятора давления приоткроет
сливные окна из импульсной линии
ЧНД, давление в ней снизится и от-
сечной золотник ЧНД 13 сместится
вниз, вызывая движение сервомото
ра ЧНД также вниз на открытие
регулирующих клапанов (или пово-
ротной диафрагмы). При этом слив
масла из импульсной линии ЧНД
через обратную связь 15 уменьшит-
ся и, когда разность давлений на от-
сечном золотнике ЧНД восстановит-
ся, движение сервомотора ЧНД пре-
кратится. Если выполнены условия
независимости (автономности) регу-
Тгб.1иц8 5.9 Расчетные характеристики системы регулирования
при номинальной электрической нагрузке и номинальном отборе
Характеристика Тип турбины
П 0.76 35/5Б П 1,5 35/ВБ 11 2,й-85/5м| П-4-35 ! 5 П в 35/5М т-6 35/1.2
Электрическая мощность, кВт 750 1500 2500 4000 6000 6000
Расход пара в отбор, т/ч 7 12 18 25 40 30
Частота вращения ротора, об/мин 6700 6700 3000 3000 3000 3000
Давление пара в отборе МПа 0.49 0.49 0 49 0.49 0.49 0,12
Степень открытия регули- рующих окон ТД им пульсных линий ЧВД и ЧНД. мм 6.5 6.25 10 9,6 9,4 8.1
Степень открытия регулиру км них окон РД импульс- ной линии ЧВД, мм 3.18 3,18 4 8 4.8 4,8 4,4
Степень открытия регулиру- ющих окон РД импульс- ной линии ЧНД, мм 1.02 0.22 2.7 2.2 73.8 2,1
Ход сервомотора ЧВД. мм 40.1 48.9 54,0 51,2 59,2
Ход сервомотора ЧНД. мм 4 4 7,0 14.1 10,8 8.3 1.4
Степень неравномерности по давлению пара в от- боре, % 12 12 10 10 10 20
Ход устройства дли изме- нения частоты вращения. 2,7 2.8 3.1 3.0 3.2 3
Ход устройства для измене- нии давления пара в от боре, мм 21 21 25,8 25.8 25,8 27,5
4 5
Рис. 56. Распределение потока пара меж-
ду соп,.|опыми сегментами (Gt Gin) (а*
и данлений (б) за регулирующими клапа-
нами (pi—₽mi), давления в камере регу-
лирующей ступени р, ЧНД турбины
П-6-35/5М при изменении расхода пара
через ЧНД
I’ис 5.5. Распределение потока пара между
сопловыми сегментами (Gi .. Gvin) (а) и
давлений (б) за регулирующими клапана-
ми (pi—pvin), дапления в камере регули-
рующей ступени р2ЧВД турбины 11-6-35/5М
при изменении расхода пара через ЧВД
пирования, сервомотор ЧВД умень-
шит расход пара в ЧВД турбины, а
сервомотор ЧНД увеличит расход
пара в ЧНД турбины в таком соот-
ношении. что электрическая нагруз-
ка {или частота вращения) практи-
чески нс изменится. При увеличении
расхода пара в отбор элементы сис-
темы регулирования движутся в про-
тивоположном направлении.
О ЧОО 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400 4800 5200 5600 N3,KtT
Рис 5.7 Диаграмма режимов турбины П-6 35/54
96
В табл. 5.9 приведены расчетные
характеристики системы регулиро-
вания при номинальных: электриче-
ской нагрузке, расходе в регулируе-
мый отбор, начальных и конечных
параметрах пара, давления в регу-
лируемом отборе и частоте враще-
ния.
При сбросе электрической на-
грузки оставшийся включенным ре-
гулятор давления 11 стремится от-
крыть регулирующие клапаны ЧВД,
что ведет к повышению частоты вра-
щения ротора турбины и может вы-
звать срабатывание регулятора
безопасности. Чтобы избежать это-
го, во втулке трансформатора дав-
ления 3 выполнены дополнительные
окна, которые открываются при
достижении определенной частоты
вращения. Через эти окна осущест-
вляется дополнительный подвод
масла из линии нагнетания насоса-
регулятора 1 в проточную импульс-
ную линию ЧВД V. Давление в ней
значительно возрастает, и регулиру-
ющие клапаны парораспределения
ЧВД быстро прикрываются, удер-
живая турбину на холостом ходу
при повышенной частоте вращения,
но ниже уставки срабатывания регу-
лятора безопасности. При включе-
нии дополнительного окна система
регулирования переходит на работу
со степенью неравномерности по
частоте вращения 0,5—2%. Здесь
также использован принцип разде-
тения статических характеристик.
На рис. 5.5 и 5.6 даны характе-
ристики парораспределения турби-
ны П-6-35/5М, а на рис. 5.7 - диа-
грамма режимов турбины П-6-35/5М
S3 СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН
С ДВУМЯ РЕГУЛИРУЕМЫМИ
ОТБОРАМИ ПАРА
Турбина с двумя регулируемыми
отборами — промышленным и теп-
лофикационным —- имеет три систе-
мы парораспределения, управляю-
щие впуском пара в ЧВД, ЧСД и
ЧНД. Система регулирования таких
турбин поддерживает в заданных
пределах три регулируемых параме-
тра- частоту вращения ротора и дав-
ления пара в промышленном и теп-
лофикационном отборах. Поэтому
система регулирования (рис. 5.8)
имеет три сервомотора 5, 14, 19, уп-
равляемые тремя проточными лини-
ями V (ЧВД), VI (ЧСД) и VII
(ЧНД), два регулятора (измерите-
ля) давления пара 11, 17 в промыш-
ленном и теплофикационном отбо-
рах турбины и трансформатор дав-
ления 3, измеряющий разность дав-
лений в линиях нагнетания и всасы-
вания насоса-регулятора, пропорци-
ональную квадрату' частоты враще-
ния ротора турбины.
Система регулирования с двумя
регулируемыми отборами пара вы-
полнена связанной и автономной,
т. е. каждый из трех измерителей
регулируемых параметров турбины
воздействует на все три системы
парораспределения таким образом,
чтобы отклонение одного из регули-
руемых параметров не приводило к
возмущениям двух других. Поэтому
трансформатор давления 3 и оба ре-
гулятора давления 11 и 17 имеют по
три регулирующих пояска на золот-
никах. При этом регулирующие окна
во втулке трансформатора давле-
ния 3 расположены так, что при пе-
ремещении его золотника изменение
давлений во всех трех импульсных
линиях заставляет перемещаться в
одинаковом направлении сервомото-
ры всех трех парораспределений.
Окна во втулке регулятора давле-
ния промышленного отбора 11
(РД I) расположены так, что при
перемещении его золотника сервомо-
тор парораспределения ЧВД дви-
жется в одном направлении, а сер-
вомоторы ЧСД и ЧНД — в проти-
воположном. При перемещении зо-
лотника регулятор а давления тепло-
фикационного отбора 17 (РД П)
сервомоторы ЧВД и ЧСД движутся
в одном направлении, а сервомотор
парораспределения ЧНД — в проти-
воположном. Каждая из обратных
связей 6, 15, 20 воздействует только
на свою импульсную линию.
97
|> ЗОН
Работа отдельных элементов си-
стемы регулирования при пуске, на
холостом ходу и при изменении
электрической и тепловых нагрузок
аналогична работе системы регули-
рования турбины с одним регулиру-
емым отбором пара (см. § 5.4). Так
же включаются регуляторы давле-
ния и потребители пара обоих регу-
лируемых отборов. Очередность их
включения значения не имеет, но
при необходимости одновременного
включения производственного и теп-
лофикационного отборов рекоменду-
ется первым включать производст-
венный отбор.
При сбросе электрической на-
грузки с отключением генератора
от сети для удержания частоты вра-
щения турбины ниже уставки сраба-
тывания регулятора безопасности
используется метод разделения ха-
рактеристик [3]. Для этого в транс-
форматоре давления 3 масло из ли-
нии нагнетания насоса-регулятора /
подается в проточные импульсные
линии ЧВД (V), ЧСД (V/) и ЧНД
(VII) при достижении турбиной оп-
ределенной частоты вращения. Дав-
ления в этих импульсных линиях
значительно возрастают, и сервомо-
торы ЧВД, ЧСД и ЧНД прикрывают
соответствующие органы парорас-
пределения, удерживая турбину на
холостом ходу при несколько повы-
шенной частоте вращения. Последо-
Рис. 5.8. Схема автоматического регулирования турбины с двумя регулируемыми от-
борами пара:
Т. <6. St — дроссельные диафрагмы ЧВД. ЧСД. ЧНД
98
Рис 5.5 Положение золотника трансформа
тора давления:
а скиа его пссх трех импульсных линий за
крыты, б открыты дополнительные охни транс
форматора давления во вес три импульсные ли
иии (ЧВД ЧСД ЧНД1. аИ|>Лат>Лп<
боте масляного пускового иасоса
(табл. 5.10), а также некоторые рас-
четные величины системы регулиро-
вания для других режимов ра-
боты турбин ПТ-12-35/ЮМ и
ПТ-25-90/ЮМ при номинальных: на-
чальных параметрах свежего пара,
давлении в конденсаторе, давлениях
в отборах при работе с включенны-
ми регуляторами давления, частоте
вращения (табл. 5.11 и табл. 5.12).
В табл. 5.13 указано расчетное по-
вышение частоты вращения турбо-
агрегатов при различном включении
регуляторов давления промышлен-
ного и теплофикационного отборов
иа холостом ходу (генератор в сеть
не включен) при различной частоте
вращения, а также приведены рас-
четные степени неравномерности по
частоте вращения.
вательность воздействия трансфер,
матора давления на импульсные ли-
нии ЧВД (V), ЧСД (V/) и ЧНД
[VI!) показана на рис. 5.9. С воз-
растанием частоты вращения турби-
ны повышается давление масла за
насосом-регулятором и золотник
трансформатора давления переме-
щается вверх, закрывая полностью
сливные окна из всех импульсных
линий (рис. 5.9, а). При дальнейшем
перемещении золотника начинают
открываться дополнительные окна
подачи масла из линии нагнетания
насоса-регулятора в импульсную ли-
нию ЧВД (V), затем с небольшой
перекрышей вторым поршеньком
снизу открываются окна в импульс-
ную линию ЧСД {VI) и, наконец,
верхним поршеньком золотника
трансформатора давления открыва-
ются окна в импульсную линию
ЧНД (V7/). На рис. 5.9, б открытие
окон трансформатора давления для
поступления масла из линии I в про-
точные импульсные линии V, VI и
VII обозначено соответственно йд(.
^32. ЙЯЗ-
Ниже приводятся расчетные
характеристики системы регулиро-
вания на пусковом режиме при ра-
Та блица 5.10. Расчетные
характеристики системы регулирования
при работе пускового масляного иасоса
Характеристика Тип турбины
S С £ С
Давление масла за пуско- вым масляным насосом. МПа 0,78 0.78
Давление масла во вса- сывании насоса-регулято- ра, МПа 0.16 ОЛ5
Давление масла за ин- жектором, МПа 0.18 0,!7
Разность давлений иа от- сечном золотнике сервомо- тора ЧВД, МПа 0 0
Степень открытия регули- рующих окон импульсных линий ЧВД, ЧСД, ЧНД, мм 10 10
Ход сервомотора ЧВД, 120 100
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧСД, МПа 0 0
Ход сервомотора ЧСД. 115 100
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧНД, МПа 0 0
Ход сервомотора ЧНД, 120 115
99
Габлица 511. Расчетные характеристики системы регулирования турбины
ПТ-12-35/10М на различных режимах работы при номинальных параметрах
свежего лара
Характеристике Л'8=»1» МВт; сотб1—°’ сотб»'=0 Л'а=12 МВт; ««тб,-50’/4- сот&=° зй<=г- 3 S II « S’ 5 4 • _5 М,-= 12 МВт: «отб,“50 т/4’- G«t6S=<0 ’А
Частота вращения ротора турбины, об/мин 3000 3000 3000 3000 3000
Положение РД промыш- ленного отбора Выключек Выключен Включен Выключен Включен
Положение РД теплофи- кационного отбора » » Выключен Включен
Ход сервомотора ЧВД. мм 8.8 52 89.1 64 1 105
Ход сервомотора ЧСД. мм -105 На упоре 115 57.5 На упоре 115 87.3
Ход сервомотора ЧНД, мм -НС На упоре 120 На упоре 120 59,6 0
Ход устройства для из- менении частоты вращения, мм «Л 2.7 2,7 2.7 2.7
Ход устройства для из- менения давления в про- мышленном отборе, -мм 21 21
Ход устройства для изме- нения давления в теплофи- кационном отборе, мм 33,8 33,8
Степень неравномерности по давлению в промышлен- ном отборе, % 10 __ 10
Степень неравномерности по давлению в теплофика- ционном отборе. % 20 20
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧВД. МПа 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧСД. МПа 0,29 <0.29 0.29 <0,29 0.29
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧНД, МПа 0.2 <0.2 <0.2 0.2 0.2
Разность давлений в ли- ниях нагнетании и всасыва- ния насоса-регулятора, МПа 0,88 0,88 0.88 0.88 0.88
Давление по всасывании насоса-регулятора, МПа 0,05 0.05 0.05 0.05 0.05
100
Таблица 5.J2. Расчетные характеристики системы регулирования турбины
ПТ-25-90/10М на различных режимах работы при номинальных параметрах
свежего пара
Характеристика £ = о 1 * II II ! S U J i г i 03°.* S 9 II г 1 s ч» N—25 МВт; оотб1=о: ^отбх = 50 V- =25 МВт; СПТб1“70’/4- GOTfe=«.8T/4
Частота вращения ротора турбины, об/мин 3000 3000 3000 3000 3000
Положение РД промыш ленного отбора Выключен Выключен Включен Выключен Включен
Положение РД теплофи кацнонного отбора » >, Выключен Включен »
Ход сервомотора ЧВД, 8.5 51,8 76,5 60 83
Ход сервомотора ЧСД, мм -90 На упоре 61,5 На vnope 79
Ход сервомотора ЧНД, — 105 100 На упоре На упоре 100 83 3.2
Ход устройства для из- менения частоты вращения. 9,5 115 3,4 115 3.4 3,4 3.4
Ход устройства для из меиення давления в про- мышленном отборе, мм 21 21
Ход устройства для из- менения давления в тепло фикацнонном отборе, мм 33,8 35
Степень неравномерности по давлению в промышлен- ном отборе, % 10 10
Степень неравномерности по давлению в теплофика- ционном отборе, % 20 20
Разность давлений на от сечном золотнике сервомо- тора. ЧВД. МПа 0,29 0,29 0,29 0,29 0.29
Разность давлений ла от- сечном золотнике сервомо- тора ЧСД. МПа 0.29 <0.29 0,29 <0.29 0,29
Разность давлений на от- сечном золотнике сервомо- тора ЧНД. МПа 0.2 <0,2 <0.2 0.2 0,2
Разность давлений в ли- ниях нагнетания и всасыва- ния насоса-регулятора, МПа 0.88 0,88 0.88 0,88 0,88
Давление во всасывании насоса-регулятора, МПа 0,08 0,08 0.08 0,08 0.08
Таблица 5.13. Расчетное повышенае частоты вращения турбоагрегатов. %
Тип турбины ф=0 W = 5% Расчетная степень неравно- мерности по частоте вращения Расчетияя степень не- равномер- ности при ряботе на дополни- тельном окне им- пульсной ЧВД
РД1 включен, РДН выключен РД! вык- лючен , РДН ВКЛЮЧИМ РД1 и РДН включены РД 1 вклю чен. РД 11 выключен РД! вык- РДП' включен РД! и РДН включены
ПТ-12-35/10М ПТ-25-90/ЮМ 2,5 2,0 2,0 1.1 2,8 2,6 8,1 7,5 7.2 6,7 8,3 8,3 4 4 0,7 1.3
101
5.6. СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН
С РЕГУЛИРУЕМЫМ ОТБОРОМ ПАРА
И ПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ
Система автоматического регули-
рования турбин с регулируемым от-
бором пара и противодавлением
(рис. 5.10) предназначена для авто-
матического поддержания частоты
вращения ротора турбоагрегата и
давления пара в отборе или проти-
водавления и давления пара в от-
боре.
Турбины данного типа имеют три
регулируемых параметра: частоту
вращения ротора, давление пара в
отборе и противодавление.
При изолированной работе тур-
бины в индивидуальной электриче-
ской сети система регулирования
поддерживает постоянными частоту
вращения ротора и давление пара в
отборе, регулятор противодавления
выключен.
При параллельной работе турби-
ны в электрической сети возможно
одновременное регулирование дав-
ления в отборе и противодавления,
когда частота вращения ротора под-
держивается сетью. Электрическая
нагрузка в этом случае не регулиру-
ется и определяется расходом пара
тепловых потребителей.
При работе турбины под управ-
лением регулятора противодавления
устройство для изменения частоты
вращения необходимо поставить в
положение холостого хода при рабо-
чем противодавлении Если турбина
работает по графику электрической
нагрузки, то может быть включен
только регулятор-давления в отборе,
а регулятор противодавления дол-
жен быть выключен.
Рис 5.10. Схема автоматического регулирования турбины с регулируемым отбором
пара и противодавлением:
4 13 — отсечные золотники ЧВД и ЧНД соответственно, 7. 16 - дроссельные диафрагмы ЧВД и
ЧНД соответственно; /2 — реле закрытия регулирующих клапанов; остакьвые обозначения см в
подписи к ркс 5.1
102
Когда турбина работает без про-
изводственного отбора как противо-
давленческая (регулятор давления
отбора выключен), можно поддер-
живать постоянным только один из
параметров: или частоту вращения
ротора, или противодавление.
В первом случае работа турбины
возможна только на параллельную
тепловую сеть, причем расход пара
определяется электрической нагруз-
кой; турбина работает под управ-
лением регулятора частоты враще-
ния, а регулятор противодавления
выключен.
Во втором случае работа турби-
ны возможна только на параллель-
ную электрическую сеть, причем вы-
рабатываемая электрическая мощ-
ность определяется тепловой нагруз-
кой; турбина работает под управле-
нием регулятора противодавления,
а регулятор частоты вращения дол-
жен находиться в положении, соот-
ветствующем холостому ходу при
номинальной частоте сети и рабочем
противодавлении.
Система регулирования выполне-
на связанной и автономной, т. е. при
изменении одного из регулируемых
параметров не происходит измене-
ния других регулируемых парамет-
ров.
Турбина имеет две системы паро-
распределения, управляющие впус-
ком пара в ЧВД и ЧНД. Система
регулирования имеет две проточные
импульсные линии, из которых одна
(V) управляет сервомотором ЧВД 5,
а другая (V/) — сервомотором
ЧНД 14. Имеется три регулятора:
регулятор частоты вращения, кото-
рый представляет собой насос-регу-
лятор 1 (датчик импульса) и транс-
форматор давления 3 (приемник
импульса), регулятор давления пара
в отборе //и регулятор противодав-
ления /7. Золотники трансформато-
ра давления 3, регулятора давления
в отборе 11 и противодавления 17
имеют каждый по две регулирующие
кромки.
Изменение любого из регулируе-
мых параметров приводит к измене-
нию слива масла из обеих импульс-
ных линий и, следовательно, к соот-
ветствующим перемещениям серво-
моторов. Обратные связи 6 и 15, воз-
действуя каждая только на свою им-
пульсную линию, компенсируют ука-
занное изменение слива из импульс-
ных линий. Регулирующие окна во
втулках трансформатора давления 3
и регулятора противодавления 17
расположены так, что при переме-
щении их золотников давление в
обеих импульсных линиях или воз-
растает, или падает, заставляя пере-
мещаться в одинаковом направле-
нии регулирующие клапаны ЧВД и
поворотную диафрагму ЧНД. Распо-
ложение окон во втулке регулятора
давления промышленного отбора 11
таково, что при перемещении его зо-
лотника регулирующие клапаны
ЧВД и поворотная диафрагма ЧНД
движутся в противоположных нап-
равлениях. Работа отдельных эле-
ментов системы регулирования тур-
бины с регулируемым отбором пара
и противодавлением при пуске, на
холостом ходу и под нагрузкой про-
исходит так же, как и у турбин с
противодавлением (см. § 5.3). Регу-
лятор давления в отборе включает-
ся так, как указано для турбины с
одним регулируемым отбором пара
(см. § 5.4).
Во втулке трансформатора дав-
ления выполнены дополнительные
окна для подачи масла из линии 1
в проточную импульсную линию
ЧВД V. Благодаря этому при сбро-
се электрической нагрузки с отклю-
чением генератора от сети и вклю-
ченных одном или двух регуляторах
давления турбина удерживается на
холостом ходу при повышенной час-
тоте вращения.
В табл. 5.14—5.20 приводятся
расчетные характеристики систем
регулирования некоторых турбин
для различных режимов работы при
номинальных параметрах свежего
пара и давлениях в отборе и за тур-
биной (см. табл. 1.4).
103
Таблица 514. Расчетные характеристики системы регулирования
при работе пускового масляного насоса
Тип турбины
ПР-6-35/15/5 ПР-6-35/10/5 ПР-12.90/15/7
Давление масла за пусковым насосом (турбонасосо.м), МПа 0,55 0,55 0.8
Давление масла в линии всасывании на-
соса-регулятора. МПа 0,16 0,16 0,13
Давление масла за инжектором. МПа Давление масла на смазку подшипников, 0,18 0,18 0,15
МПа 0,16 0.16 0,09
Открытие регулирующих окон ТД из им-
пульсных линий ЧВД и ЧНД, мм 10,5 10 10
Разность давлений масла на отсечном зо- лотнике сервомотора ЧВД МПа 0 0 0
Ход сервомотора ЧВД мм Разность давлений масла на отсечном 100 100 по
золотнике сервомотора ЧНД МПа 0 0 0
Ход сервомотора ЧНД, мм 80 85 100
Таблица 515. Расчетные характеристики системы регулирования
на холостом ходу
Тип турбины
Характеристика ПР 6-35/15/5 ПР-6-35/10/5 ПР-12-90/15/7
Частота вращении ротора турбины, об/мин 3000 3000 3000
Разность давлений в нагнетании и всасы- вании насоса-регулитора, МПа 0,59 0,59 0,88
Давление масла за инжектором, МПа Давление масла в линии всасывания на- 0,12 0,12 0,1
соса-регулятора, МПа 0,05 0,05 0.07
Давление масла на смазку подшипников, МПа 0,05 0,05 0,05
Открытие окон ТД нз импульсных линий ЧВД и ЧНД, мм 1,4 1
1.3
Разность давлений масла на отсечном зо-
лотнике сервомотора ЧВД МПа 0,29 0.29 0.29
Ход сервомотора ЧВД, мм Разность давлений масла на отсечном эо- 16 16 19,7
лотнике сервомотора ЧНД МПа 0,29 0,29 0.29
Ход сервомотора ЧНД мм Ход устройства для изменения частоты 75 9,5 80 10,2 90 8.1
вращения ротора, мм
Таблица 516. Расчетные характеристики системы регулирования
при номинальной электрической нагрузке, Cotc—O (РД1 и РДП выключены)
Характеристика Тип турбины
ПР-6-35/15/5 ПР 6-35/10/5 ПР 12-901/15/7
Разность давлений в линиях нагнетания и всасывания насоса-регулятора. МПа Ход устройства для изменении частоты вращения, мм Разность давлений на отсечном золотни- ке сервомотора ЧВД. МПа Ход сервомотора ЧВД мм Разность давлений на отсечном золотни- ие сервомотора ЧНД МПа Ход сервомотора ЧНД, мм 0,59 3,8 0,29 73,6 <0,29 На упоре 80 0.59 4,3 0,29 70 <0,29 На упоре 85 0,88 1.6 0,29 85,5 <0,29 На упоре 100
104
Таблица 517 Расчетные характеристики системы регулирования
при №=100%, Оотв==в (РД1 выключен, РДН аключен}
Тип турбяны
Характеристика ПР-6-35/15/5 П1> 6-35/10/5 ПР-12-00/15/7
Разность давлений в линиях нагнетания и всасывании насоса-регулятора. МПа Разность давлений на отсечном золотни- ке сервомотора ЧВД, МПа Ход сервомотора ЧВД, мм Разность давлений на отсечном золотни- ке сервомотора ЧНД, МПа Ход сервомотора ЧНД, мм Ход устройства для изменения частоты вращения ротора, мм Ход устройства для изменения давления пара за турбиной, мм 0,59 0,29 73,6 <0,29 На упоре 80 9,5 26 0,59 0,29 70 <0,29 На упоре 85 10.2 26 0.88 0,29 85,5 <0,29 На упоре 100 8,1 17,5
Таблица 5.18. Расчетные характеристики системы регулирования
при №=100%. Сотс=!00% (РД1 включен, РД]| включен}
Характеристика Тип турбины
ПР-6-35/15/5 ПР 6-35/10/5 ПР-12-Э0/15/7
Разность давлений в линиях нагнетания и всасывания насоса-регулятора, МПа 0,59 0,59 0,88
Разность давлений на отсечном золотин- ке сервомоторе ЧВД. МПа 0,29 0.29 0,29
Ход сервомотора ЧВД Мм 98 86.5 101
Разность давлений на отсечном золотни- ке сервомотора ЧНД. МПа 0,29 0.29 0,29
Ход сервомотора ЧНД, мм 55 42,5 31
Ход устройства для изменения частоты вращения ротора, мм Ход устройства для изменения дввлсиия паре в отборе, мм 9.5 10.2 8,1
14,7 24,8 11,2
Ход устройства для изменения давления пара за турбиной, мм 26 26 17,5
Степень неравномерности по давлению пара в промышленном отборе, % 10 10 10
Степень неравномерности но давлению пара за турбиной, % 10 10 10
Таблица 519. Расчетные характеристики системы регулирования при
№=100%, Опто—100% (РД1 включен, РДН выключен)
Характеристика Тип турбины
ПР-6-35/15/5 ПР-6-35/10/5 ПР-12-90/15/7
Давление пара за турбиной,* МПа Разность давлений в линиях нагнетания 0.49 0.49 0.69
н всасывания насоса регулятора, МПа Разность давлений на отсечном золотни- 0,59 0,59 0,88
ке сервомотора ЧВД, МПа 0,29 0.29 0,29
Ход сервомотора ЧВД, мм Разность давлений на отсечном золотин- 98 88,5 101
ке сервомотора ЧНД, МПа 0.29 0,29 0,29
Ход сервомотора ЧНД мм Ход устройства для изменения частоты 55 42.5 31
вращения ротора, мм Ход устройства для изменения давления 3.8 4.3 1.6
пара в отборе, мм 14,7 24.8 11,2
105
Таблица 5.20 Расчетное повышение частоты вращения турбины. %
Тип турбины V-0 ф=-|-5». Расчетная Расчетная неравно- мерности по частоте вращения при работе ня допол- нительном
РД1 включен, РД1 1 выключен выключен. РДП включен РД1 включен. РДП включен РД1 включен. РДП выключен РД1 выключен, РДП включен РД1 включен. РДП включен
неравно- мерности по частоте вращения
ПР-6-35/15/5 1,7 2.1 2.7 7,3 7.8 8.3 4 0.8
ПР-6-35/10/5 1.5 2,5 2.9 6.9 7.9 8.3 4 0.9
ПР 12-00,-15/7 1,1 2.1 2.5 6.4 7,3 7.8 4 0,6
5.7. СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН
ДЛЯ ПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНЫХ
НАСОСОВ ТУРБОБЛОКОВ
БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ
Требуемые режимы работы пи-
тательного насоса обеспечиваются
системой регулирования частоты
вращения ротора приводной турби-
ны с широким диапазоном измене-
ния регулируемого параметра.
Система автоматического регу-
лирования имеет расчетную степень
неравномерности по частоте враще-
ния около 10% номинальной при
максимальной уставке частоты вра-
щения. Повышенная степень нерав-
номерности для приводных турбин
допустима, так как в зависимости от
режима работы турбопривода часто-
та вращения ротора подрегулируст-
ся через устройство на трансформа-
торе давления.
Система автоматического регу-
лирования приводной паровой тур-
бины Р-11-15/ЗП, принципиальная
схема которой приведена на
рис. 5.11, аналогична системе регу-
лирования конденсационной турби-
ны (см. §5.2). Однако в действии
этих систем имеются некоторые раз-
личия из-за работы приводной тур-
бины при переменных параметрах
пара. На рис. 5.12,а для турбины
Р-11-15/ЗП приведены зависимости
частоты вращения от хода сервомо-
тора. Линии 51Г1,- Б2Г2; БзГз пред-
ставляют собой статические харак-
теристики при постоянном давлении
пара и фиксированной уставке уст-
106
ройства для изменения частоты вра-
щения Рабочие точки располагают-
ся на этих статических характерис-
тиках в соответствии с текущими
значениями параметров пара и час-
тоты вращения. Поскольку парамет-
ры пара перед турбиной возрастают
но мере роста нагрузки, которая у
насоса увеличивается пропорцио-
нально кубу частоты вращения, ра-
бочие точки смещаются по Б3БъБ\
при воздействии на устройство для
изменения частоты вращения.
Режимы работы турбины
Р-11-15/ЗП приведены в табл. 2.5, из
которой видно, что начальные пара-
метры пара перед турбоприводом
изменяются от 1,52 МПа, 426° С, до
0,53 МПа, 432° С, а конечные — от
0,25 МПа до 0,09 МПа. Рабочая час-
тота вращения насоса при различ-
ных подачах изменяется от 5100 до
4020 об/мин, а после модернизации
до 3300 об/мин.
Из табл. 2.5 и рис. 5.12, а следу-
ет, что со снижением мощности глав-
ной турбины К-300-240 требуется
меньшая мощность приводной тур-
бины. Но так как одновременно с
уменьшением мощности главной
турбины снижаются параметры па-
ра перед приводной турбиной, то ее
регулирующие клапаны вначале не-
много прикрываются (линия БхБь),
а затем снова приоткрываются (ли-
ния Б4Б2Б3), чтобы обеспечить тре-
буемый расход пара. Поэтому при
снижении нагрузки главной турби-
ны дистанционно или вручную пода-
ется команда на уменьшение натя-
жения пружины трансформатора
Рис 511. Схема автоматического регулирования турбин для привода питательных
насосов турбоблоков большой мощности.
давления устройством для измене-
ния частоты вращения. Несмотря на
снижение частоты вращения при-
водной турбины, золотник трансфор-
матора давления идет вверх и при-
крывает регулирующие окна, тем
самым приводя в соответствие слив-
ные сечения из импульсной линии с
уменьшенным подводом масла в нее
из-за падения разности давлений в
линиях нагнетания и всасывания на-
соса-регулятора. Кроме тою, этим
достигается необходимое прикрытие
сливного сечения гидравлической
обратной связи для восстановления
давления масла в импульсной линии
при требуемом открытии регулиру-
ющих клапанов, которое обеспечи-
вает соответствие мощности при-
водной турбины от мощности глав-
ной турбины К-300-240.
В табл. 5.21 приведены некото-
рые характеристики системы регу-
лирования турбины Р-11-15/ЗП.
Система автоматического регули-
рования турбины имеет достаточное
быстродействие, так что даже за-
крытие клапана на линии питания
котла с максимальной скоростью не
приводит к срабатыванию регулято-
ра безопасности. Однако в случае
срыва питательного насоса возмож-
но повышение частоты вращения ро-
тора турбины до выбивания регу-
лятора безопасности.
На рис. 5.12, б показана зависи-
мость частоты вращения п от эф-
фективной мощности турбопривода
Р-11-15/ЗП (см. табл. 2.5).
Рис. 5J 2. Зависимость частоты вращения
турбопривода Р-11 15/ЗП от хода сервомо-
тора (а) и эффективной мощности (б)
107
Таблица 5.21. Расчетные характеристики системы регулирования
турбины Р-11-15/3П
Точив н» Эффектив- ная МОЩНОСТЬ. кВт вращения. об;инн Даияенне свежего паре. МПа Темпера- тура све- жего пара Открытие окон транс форматора давления, мм Хпд Ъ'СтРОЙСТ-
давление. МПа ва для изме- нения частоты вращения, мм
12050 5100 1.52 426 0.25 20
3845 4020 0.53 432 0.09 11.2 19.2
— 3300 — — — 9.5 25.8
На рис. 5.13 изображена принци-
пиальная схема системы регулирова-
ния унифицированной приводной
турбины к-17. Она обеспечивает
широкий диапазон поддержания
частоты вращения ротора (от 3700
до 4700 об/мнн), который использу-
ется для изменения режима работы
питательного насоса. Работа систе-
мы регулирования турбины К-17
аналогична работе системы регули-
рования турбины Р-11-15/ЗП. Отли-
чие состоит лишь в том, что пуск
турбины К-17 осуществляется регу-
лирующими клапанами. С этой
целью масло в импульсную линию V
подается как от насоса-регулятора,
так и от пускового насоса, для чего
введены два обратных клапана 13 и
14. Кроме того, под золотником
трансформатора давления установ-
лена пружина, которая при работе
пускового насоса обеспечивает за-
крытие регулирующих клапанов пе-
ред пуском турбины, а также расши-
ряет диапазон частоты вращения, в
котором работает турбина. Турбина
пускается воздействием на устройст-
во для изменения частоты вращения
трансформатора давления. Пуско-
вой насос подает масло в импульс-
ную линию V. к сервомотору и в си-
стему защиты при изменении часто-
ты вращения от нуля до 70% номи-
нальной, а в диапазоне от 70 до
100% номинальной частоты враще-
ния масло в указанные линии под-
водится от насоса-регулятора 1.
Рис. 513. Схема автоматического регулирования турбины К-17 для привода пита
тельных насосов турбоблоков большой мощности
108
ГЛАВА ШЕСТАЯ
КОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ
6.1. КОМПОНОВКА ЭЛЕМЕНТОВ
РЕГУЛИРОВАНИЯ
Традиционными конструктивны-
ми особенностями компоновки эле-
ментов регулирования турбин КТЗ
являются конструкция насоса-регу-
лятора, объединенного с передним
опорно-упорным подшипником;
размещение основных элементов
регулирования в одном корпусе-
блоке; установка этого блока непо-
средственно на корпусе переднего
подшипника турбины, который одно-
временно является корпусом насоса-
регулятора. Все это позволило избе-
жать большого количества масло-
проводов, и, следовательно, повы-
сить надежность системы регулиро-
вания и пожарную безопасность при
эксплуатации турбин.
Отсутствие труб и связанных с
ними фланцевых и других соедине-
ний позволило применить систему
гидродинамического регулирования
со сложением прямого и усиленного
импульсов, не опасаясь при этом
возникновения ложного сигнала из-
за неплотностей, появление которых
не исключено при наличии большого
количества труб и соединений. Сни-
жение давления масла из-за воз-
можных протечек в системе регули-
рования со сложением импульсов
опасно тем, что может привести к
появлению ложного сигнала на от-
крытие регулирующих клапанов.
Блочная компоновка элементов
регулирования позволяет настраи-
вать систему регулирования на спе-
циальном стенде до установки блока
на турбину, после чего, как прави-
ло, не требуется дополнительная ре-
гулировка его на работающей тур-
бине. Установка блока регулирова-
ния с встроенными сервомоторами
на переднем подшипнике позволяет
легко (при помощи простых рычаж-
ных передач) связать их с парорас-
пределениями турбины.
6.2. НАСОС-РЕГУЛЯТОР
Конструкция центробежного на-
соса-регулятора, объединенного с
передним опорно-упорным подшип-
ником, показана на рис. 3.18. Коле-
со 1 выполнено непосредственно на
валу турбины и одновременно явля-
ется гребнем двустороннего упорно-
го подшипника 4. Опорный подшип-
ник ротора турбины 5 кроме испол-
нения своих основных функций слу-
жит задним уплотнением колеса на-
соса-регулятора. Переднее уплотне-
ние колеса насоса выполнено в виде
плавающего кольца 7, рабочая по-
верхность которого, так же как и у
вкладыша опорного подшипника, за-
лита баббитом. Плавающее кольцо
в процессе работы может свободно
перемещаться, как бы плавать в ра-
диальных направлениях в пределах
зазора между корпусом подшипни
ка и проточкой на кольце. Этим до-
стигается самоцентровка кольца по
шейке колеса насоса, а необходимая
плотность обеспечивается посадкой
кольца на шейку колеса насоса и
прижатием боковой стенки проточки
кольца к фиксирующему бурту в
корпусе подшипника разностью дав-
лений масла в камерах нагнетания
и всасывания насоса.
Упорный и опорный подшипники
смазываются и охлаждаются мас-
лом высокого давления. Дисковое
трение колеса насоса одновременно
является и дисковым трением гребня
упорного подшипника, что значи-
тельно снижает общие потери, кото-
рые могли бы быть при раздельном
исполнении насоса и упорного под-
шипника. В результате повышается
КПД турбины.
109
Рабочие каналы насоса представ-
ляют собой радиальные сверления
в колесе. Благодаря такой конструк-
ции обеспечивается близкая к гори-
зонтали характеристика QH (рас-
ход— давление) насоса. Для на-
правления потока масла к рабочим
каналам насоса установлен обтека-
тель 6. На турбинах, имеющих при-
способление для гидравлического оп-
робования регулятора безопасности,
внутри обтекателя находится золот-
ник или клапан, управляющий пода-
чей масла к бойку регулятора безо-
пасности. С целью успокоения пото-
ка масла после насоса, а также сни-
жения пульсации, в расточке перед-
него подшипника за колесом насоса -
регулятора установлен направляю-
щий аппарат (сетка) 8. В корпусе
переднего подшипника 9 располо-
жен шаровой обратный клапан 10,
который предотвращает попадание
масла в камеру нагнетания насоса-
регулятора от пускового масляного
насоса в периоды пуска и останова
турбины. Непосредственно над на-
сосом-регулятором на крышке пе-
Рис. 6.1. Опытные характеристики насосов-
регуляторов ня масле марки Т-22:
а — турбины ПТ 25-SQ’IOM,
тур
реднего подшипника 2 установлен
блок регулирования 3
Для энергетических турбин за-
вод применяет в основном два типа
насоса-регулятора: один — на раз-
ность давлений в нагнетании и вса-
сывании 0,59 МПа и другой — на
0,88 МПа при частоте вращения
3000 об/мин. Для турбин, предназ-
наченных для привода питательных
насосов, воздуходувок, компрессо-
ров применяют специальные насосы-
регуляторы. Каждый тип насоса-ре-
гулятора прошел эксперименталь-
ную отработку на стенде
На рис. 6 1 приведены опытные
характеристики насосов-регулято-
ров турбин ПТ-25-90/ЮМ и
Р-11-15/ЗП.
6 3. БЛОК РЕГУЛИРОВАНИЯ
Как уже отмечалось, элементы
регулирования у всех турбин КТЗ
размещены в одном блоке регулиро-
вания, устанавливаемом на корпусе
переднего подшипника турбины. Че-
рез плоскость контакта между бло
ком регулирования и крышкой под-
шипника осуществляются гидравли-
ческие связи между насосом-регуля-
тором, размещенном в переднем
подшипнике, и элементами регули-
рования, а также организован слив
масла из блока регулирования в
дренажную полость подшипника
Для осуществления гидравлических
связей на верхней плоскости крыш-
ки подшипника выполнены фрезеро-
ванные каналы и окна, примыкаю
щие к соответствующим камерам
корпуса блока регулирования.
Корпус блока регулирования
представляет собой сварную конст-
рукцию, состоящую из нижнего и
верхнего листов, втулок и перегоро
док, образующих внутри корпуса
камеры. Количество втулок в корпу
се определяется числом элементов
системы регулирования, размешен-
ных в нем, а количество камер —
гидравлическими связями между
элементами. Все камеры в корпусе
имеют доступ для очистки и осмотра
НО
460
Рис. 6.2. Корпус блока регулировании тур
бин Р-4-20 '2ТК и Р-2.5-20/2ТК
их через специальные окна в ниж-
нем листе.
На рис. 6.2 показана конструк-
ция корпуса блока регулирования
турбин Р-4-20/2ТК и Р-2.5-20/2ТК-
Корпус состоит из верхнего 1 и ниж-
него 2 листов, втулок 3 и боковых
листов (перегородок) 4. Втулки кор-
пуса предназначены для размещения
в них элементов регулирования:
трансформатора давления, регуля-
тора противодавления, отсечного
золотника н сервомотора с гидравли-
ческой обратной связью. Гидравли-
ческие связи между элементами в
блоке осуществляются через окна
во втулках и камеры корпуса. Для
возможности измерения давлений в
камерах корпуса при настройке бло-
ка регулирования предусмотрены
специальные резьбовые отверстия,
которые при эксплуатации турбины
заглушены пробками. Аналогично
выполнены корпуса блоков регули-
рования других турбин с большим
или меньшим числом элементов ре-
гулирования, размещенных в нем.
Каждый элемент системы регу-
лирования в блоке может быть соб-
ран и разобран независимо от ос-
тальных. Для этого обычно не тре-
буется снимать блок регулирования
с переднего подшипника турбины
Конструкции отдельных элементов,
входящих в состав блоков регулиро-
вания, показаны на рисунках и под-
робно описаны ниже. Для лучшего
понимания работы каждого элемен
га в составе всей системы регулиро-
вания турбины на рисунках этих
элементов сохранены те же обозна-
чения масляных линий римскими
цифрами, какие были приняты в
гл. 5 при описании схем автоматиче-
ского регулирования По этой при-
чине на рисунках элементов не соб-
людена сквозная нумерация масля-
ных линий.
6.4. ТРАНСФОРМАТОРЫ ДАВЛЕНИЯ
ТУРБИН ДЛЯ ПРИВОДА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ГЕНЕРАТОРОВ
Главным элементом системы ре-
гулирования является трансформа-
тор давления. К нему поступает пря-
мой импульс по частоте вращения от
насоса-регулятора. Наиболее прос-
тым по конструкции является транс-
форматор давления конденсацион-
ных турбин, а также турбин с проти-
водавлением, показанный на
рис. 6.3. Основными деталями его
являются цилиндрический золотник
II, втулка 10, пружина 4 и устрой-
ство для изменения частоты враще-
ния ротора турбины — синхрониза-
тор /. Золотник трансформатора
давления должен обладать высокой
чувствительностью, чтобы реагиро-
вать на малейшие изменения перепа-
да давлений в линиях нагнетания и
всасывания насоса-регулятора, а
следовательно, и частоты вращения
ротора турбины. Чувствительность
золотника обеспечивается гидравли-
ческой самоцентровкой его во втул-
ке.
Из всех известных способов са-
моцентровки золотника при воздей-
ствии на него поперечных сил и мо-
ментов, стремящихся прижать зо-
лотник к стенкам втулки, был выб-
ран способ, разработанный в Л ПИ
111
(И. И. Кирилловым). На крайних
поршеньках золотника выполнены
узкие опорные пояски. Остальная,
большая часть цилиндрической по-
верхности поршенька уменьшена по
диаметру примерно на 0,1 мм. Необ-
ходимым условием для гидравличе-
ской самоцентровки золотника яв-
ляется наличие перепада давлений
масла в полостях, разделенных пор-
шеньком. Центрирующая сила на
поршеньке золотника создается в
том случае, если масло, протекая
через зазор между поршеньком и
внутренней расточкой втулки, вна-
чале проходит через поверхность
меньшего диаметра, а затем че-
рез узкий опорный поясок пор-
шенька.
При расцентровке золотника от-
носительно расточки втулки зазор
между узким опорным пояском пор-
шенька и расточкой втулки будет не
одинаков. В том месте, где он умень-
шится или вообще исчезнет (в слу-
Рис. 6.3. Трансформатор давления конден-
сационных турбин и турбин с противодав-
лением;
насоса-регулятора
чае касания), проток масла сокра-
тится, а давление в зазоре между
поверхностью с уменьшенным диа-
метром поршенька и расточкой втул-
ки повысится. На диаметрально про-
тивоположной стороне поршенька,
где зазор соответственно увеличен,
давление масла упадет. Результиру-
ющее гидравлическое усилие на пор-
шенек будет направлено на восста-
новление равномерного зазора и,
следовательно, концентричного по-
ложения золотника в расточке втул-
ки.
Если поршенек золотника поми-
мо разделения полостей с разным
давлением и обеспечения самоцен-
тровки должен регулировать пло-
щадь открытия регулирующих окон
во втулке, то в этом случае форма
поршенька золотника усложняется.
К нему добавляют специальный ре-
гулирующий поясок, ширину кото-
рого выбирают в зависимости от
высоты регулирующих окон во втул-
ке, а диаметр, так же как и у само-
центрирующегося поршенька, выпол-
няют на 0,1 мм меньше опорного по-
яска. Чтобы при этом не наруши-
лась самоцентровка, между регули-
рующим пояском и основной частью
поршенька выполняют канавку, сое-
диненную отверстиями с полостью
низкого давления.
На рис. 6.3, а золотник трансфор-
матора давления // имеет два само-
центрирующихся поршенька. Кроме
того, нижний поршенек регулирует
площадь открытия окон на сливе
масла из проточной импульсной ли-
нии сервомотора в линию всасыва-
ния насоса-регулятора. Самоцен-
тровка нижнего поршенька осуще-
ствляется благодаря разности дав-
лений в линии нагнетания насоса-ре-
гулятора и в проточной импульсной
линии, а верхнего поршенька — из-
за наличия разности давлений в
проточной импульсной линии и в
линии всасывания насоса-регуля-
тора.
Для турбин с противодавлением,
у которых полный сброс электриче-
ской нагрузки может вызвать значи-
тельное повышение частоты враше-
112
ния ротора (вплоть до срабатыва-
ния защиты), с целью ускорения
процесса закрытия регулирующих
клапанов в трансформаторе давле-
ния имеются дополнительные окна
для подпитки проточной импульсной
линии сервомотора из линии нагне-
тания насоса-регулятора (рис. 6.3,6).
Эти окна открываются при верхнем
положении золотника во втулке, что
соответствует частоте вращения ро-
тора выше рабочей
Передача усилия от цилиндриче-
ской пружины 4 к золотнику 11 в
трансформаторах давления осущест-
вляется через коническую тарелку 8,
упоры 6 и шарик 5. Второй конец
пружины также через коническую
тарелку 3, упоры и шарик опирается
на шпиндель 2. Благодаря такой
конструкции существенно уменьша-
ются перекашивающие усилия от
пружины на золотник.
Между пружиной трансформато-
ра и тарелкой 8 имеется дистанци-
онное кольцо 7, с помощью которого
при заводской настройке блока ре-
гулирования на степде осуществля-
ют подгонку начального натяжения
пружины. Натяжение пружины в ра-
бочих пределах можно изменять
специальным устройством, называе-
мым синхронизатором 1 или меха-
низмом управления турбиной
(МУТ) Ход золотника трансформа-
тора давления во втулке вверх огра-
ничивается упорным кольцом 9, а
вниз — днищем 12, установленным
в корпусе блока регулирования.
У турбин с одним регулируемым
отбором пара, а также с отбором па-
ра и противодавлением трансформа-
тор давления должен одновременно
управлять сливами масла из двух
проточных импульсных линий серво-
моторов ЧВД и ЧНД и обеспечивать
дополнительную подпитку проточ-
ной импульсной линии, управляю-
щей сервомотором ЧВД, для предот-
вращения резкого повышения часто-
ты вращения ротора при сбросе
электрической нагрузки.
Трансформатор давления для уп-
равления тремя проточными им-
пульсными линиями, применяющнй-
8 Зак. 2049
Рис 6.4 Трансформатор давления турбин с
двумя регулируемыми отборами пара
/—/V — обозначения см. рис. 63: V—из яроточ
ной импульсной линки сервомотора парораспре-
деления ЧВД, VI из яроточной импульсной ли
кмн сервомотора парораспределения ЧСД, VII
из проточной импульсной линии сервомотора ла
рораспредслеиия ЧНД
ся в системах регулирования турбин
с двумя регулируемыми отборами
пара, изображен на рис. 6,4. В нем
для предотвращения повышения ча-
стоты вращения ротора до срабаты-
вания защиты при сбросе полной
электрической нагрузки конструкци-
ей золотника и втулки обеспечива-
ется дополнительная подпитка всех
трех проточных импульсных линий
сервомоторов ЧВД, ЧСД и ЧНД из
линии нагнетания насоса-регулято-
ра
Синхронизатор. Для обеспечения
возможности синхронизации часто-
ты вращения ротора турбины с элек-
трической сетью перед включением
ее на параллельную работу транс-
113
форматор давления снабжен син-
хронизатором. Кроме того, с помо-
щью синхронизатора после включе-
ния турбины в электрическую сеть
можно изменять нагрузку турбины,
а при работе на индивидуальную
сеть — поддерживать в ней частоту
в соответствии с ПТЭ
У всех турбин для привода элек-
трических генераторов применяется
синхронизатор одной конструкции
(рис. 6.5) Синхронизатор представ-
ляет собой редуктор, посредством
которого электродвигателем // или
вручную при помощи маховика 10
осуществляется вертикальное пере-
мещение шпинделя 6 и тем самым
изменяется натяжение пружины
трансформатора давления.
Вал электродвигателя синхрони-
затора соединен с червяком 18 при
помощи фрикционной муфты 16 с
гибким элементом 15, который по-
зволяет снизить требования к цен-
тровке электродвигателя. Фрикци-
онная муфта обеспечивает защиту
электродвигателя от перегрузки при
случайных заеданиях в приводе
Муфта имеет две пары поверхностей
трения, необходимое усилие прижа-
тия которых создается пружиной
муфты.
Червяк 18 синхронизатора вра-
щается в радиально-упорных шари-
ковых подшипниках 17, установлен-
ных в корпусе 1. Венец червячного
колеса 13 жестко соединен с цилин-
дрической шестерней 14, которая
входит в зацепление с двойной ма-
лой шестерней 3. Двойная шестерня
одновременно находится в зацепле-
ний с шестерней 2, ступица которой
имеет внутреннюю трапецеидальную
резьбу, в которую завинчен шпин-
дель 6. Осевое усилие от пружины
трансформатора давления восприни-
мается двумя упорными шариковы-
ми подшипниками 12
При работе от электродвигателя
венец червячного колеса и шестер-
ня 14 вращаются в одном направле-
нии с шестерней 2, но с разной ча-
стотой вращения. Частота вращения
шестерни 2 будет немного больше,
чем у червячного венца и шестерни
14, из-за различия числа зубьев у
двойной шестерни (zi=25, z2=27).
Сверху на шпинделе 6 неподвиж-
но закреплена ступица 9 маховика
10 с подпружиненной защелкой 7.
Рис. 6.5 Синхронизатор
114
Защелка имеет вид рамки с зубом
(см сечение Б—Б), который при
работе от электродвигателя входит
в продольный паз на хвостовике ше-
стерни 14 и заставляет вращаться
шпиндель 6 совместно с шестерней.
Разница в частотах вращения шес-
терни 2 и шпинделя вызывает верти-
кальное перемещение последнего по
резьбе Чтобы в крайних положени-
ях при механическом упоре шпин-
дель не затянуло по резьбе, в конст-
рукции синхронизатора предусмот-
рен специальный отключающий ме-
ханизм перемещения шпинделя,
благодаря которому при работе от
электродвигателя шпиндель в край-
них положениях не дойдет до меха-
нического упора на 0,3—0,5 мм. Ме-
ханизм отключения устроен следую-
щим образом. На хвостовике шес-
терни 14, на концах продольного
паза выполнены проточки, имеющие
в поперечном сечении вид спирали.
Проточки служат для выхода зуба
защелки 7 из продольного паза хво-
стовика шестерни в крайних по ходу
положениях шпинделя при работе
синхронизатора от электродвигате-
ля. Когда зуб попадет в проточку,
защелка будет отжиматься по спи-
рали, не передавая вращение от
шестерни 14 на шпиндель. При этом
за счет сил трения в резьбе шпин-
дель будет вращаться вместе с шес-
терней 2 без вертикального переме-
щения.
При изменении направления вра-
щения электродвигателя зуб защел-
ки, двигаясь по спирали, попадет в
продольный паз шестерни 14, после
чего шпиндель начнет вращаться
совместно с ней и за счет разницы в
частотах вращения с шестерней 2
будет перемещаться по резьбе в вер-
тикальном направлении. У всех син-
хронизаторов ход шпинделя при ра-
боте от электродвигателя составля-
ет 16 мм.
Для ручного управления синхро-
низатором необходимо вначале на-
жать на маховик 10 вниз, чтобы ко-
нический торец втулки 8 вывел зуб
защелки 7 из продольного паза шес-
-«рни 14. Затем следует вращать
маховик, который будет вращаться
вместе с закрепленными деталями:
втулкой 8, ступицей 9, защелкой 7 и
шпинделем 6. При этом шпиндель
будет перемещаться по резьбе в
шестерне 2, застопоренной с помо-
щью червячной пары.
При ручном управлении ход
шпинделя вверх ограничивается
кольцом 4, а вниз — упором ступицы
маховика в крышку 5 и составляет
от упора до упора примерно 17 мм.
Пользуясь ручным управлением,
нельзя с силой затягивать маховик
в крайних положениях шпинделя
Для контроля положения шпинделя
синхронизатора на крышке 5 выпол-
нена шкала в миллиметрах, а на
ступице маховика имеется указа-
тельная кромка
На турбинах последних выпус-
ков синхронизатор кроме исполне-
ния своих основных функций исполь-
зуется также для разгона ротора
турбины при опробовании и настрой-
ке регуляторов безопасности — за-
щиты по предельной частоте враще
ния. С этой целью предусмотрен до-
полнительный ход шпинделя синхро-
низатора для возможности поджа-
тия пружины трансформатора дав
ления соответственно частоте вра-
щения ротора, при которой происхо
дит срабатывание защиты. Допол-
нительный ход шпинделя возможен
только при ручном воздействии на
маховик синхронизатора после сня-
тия ограничителя хода. После опро-
бования и настройки регуляторов
безопасности ограничитель хода не-
обходимо установить на место. Экс-
плуатировать турбину со снятым ог-
раничителем хода категорически за-
прещается.
Использование синхронизатора
для повышения частоты вращения
ротора турбины при опробовании
регулятора безопасности позволило
отказаться от так называемого раз-
гонщика — специального устройст-
ва, ранее устанавливавшегося на
блоках регулирования некоторых
турбин.
При работе турбины привод син-
хронизатора смазывается маслом из
верхней полости золотника транс-
форматора давления, где располо-
жена пружина. Эта полость соеди-
нена с линией всасывания насоса-
регулятора. В синхронизатор масло
поступает через специальное отвер-
стие в корпусе (рис. 6.5) под двой-
ную шестерню, через зазоры в тра-
пецеидальной резьбе шпинделя и
шестерни, а также через радиальный
зазор между ступицей шестерни и
корпусом. Для подвода масла к тру-
щимся поверхностям синхронизато-
ра на его деталях выполнены специ-
альные проточки и отверстия. Из-
лишки масла из синхронизатора по
специальным отверстиям отводятся
в дренажную камеру блока регули-
рования.
6.5. ТРАНСФОРМАТОРЫ ДАВЛЕНИЯ
ПРИВОДНЫХ ТУРБИН
У турбин, предназначенных для
привода питательных насосов, воз
духодувок и компрессоров, для воз
можности изменения производитель-
ности приводимых агрегатов рабо
чий диапазон изменения частоты
вращения должен быть значительно
больше, чем у энергетических тур-
бин. В связи с этим трансформатор
давления приводных турбин имеет
больший ход шпинделя устройства
для изменения частоты вращения
ротора, чем у синхронизатора энер-
гетических турбин, и соответственно
увеличенный ход золотника во
втулке. Кроме того, для некоторых
приводных турбин в трансформато-
ре давления устанавливают допол-
нительную пружину под его золот-
ником.
На рис. 6.6 показана конструк
ция трансформатора давления при-
водной турбины Р-11-15/ЗП. Уста-
новленная под золотником 3 пружи-
на 4 обеспечивает вступление в ра-
боту регулирования при частоте вра-
щения ротора около 3300 об/мин.
Максимальная частота вращения,
регулируемая трансформатором дав-
ления, составляет 5150 об/мин Та-
ким образом, рабочий диапазон из-
менения частоты вращения ротора
! 16
этой турбины составляет 1850
об/мин. Устройство для изменения
частоты вращения ротора 1 в отли-
чие от синхронизатора энергетиче-
ских турбин имеет гидравлическую
разгрузку шпинделя от усилия ос-
новной пружины 2, значительно сни-
жающую усилие па маховике руч-
ного (местного) управления турбо-
приводом, а при дистанционном уп-
равлении позволяющую применить
электродвигатель и соответственно
привод меньшей мощности.
Устройство для изменения часто-
ты вращения ротора приводной тур-
бины. На рис. 6.7 показана конст-
Рнс. 6.6. Трансформатор давления привод-
ной турбины Р-1Ы5/ЗП
I. HI—V - обозначения см. на рнс. 6Л
рукция устройства для изменения
частоты вращения ротора привод-
ной турбины Р-11-15/ЗП. Вал элек-
тродвигателя соединен с червяком 9
редуктора гибкой фрикционной муф-
той (рис. 6.5). Венец червячного ко-
леса 10 жестко закреплен на ступи-
це <8, имеющей цилиндрический от-
росток. Ступица червячного колеса
вращается в бронзовой втулке 6, ус-
тановленной в крышке 7, а снизу
центрируется бронзовой втулкой 11,
закрепленной в корпусе 12. Втулка
11 имеет трапецеидальную резьбу, в
которую завинчен шпиндель 13.
Сверху на шпинделе закреплена сту-
пица маховика 4 с защелкой 5 За-
щелка, а также механизм отключе-
ния перемещения шпинделя в край-
них положениях по конструкции та-
кие же, как в синхронизаторе турбин
для привода электрических генера-
торов (рис. 6.5) На корпусе 12
(рис. 6.7) установлен сельсин-дат-
чик 1, который с помощью зубчато-
го сектора 2 и рейки 3 следит за
вертикальным перемещением ступи-
цы маховика со шпинделем и подает
электрический сигнал по положению
на сельсин-приемник, расположен-
ный на блочном щите управления
турбоустановкой.
Для гидравлической разгрузки
шпинделя верхняя тарелка пружи-
ны 14 выполнена в виде стакана с
внутренней цилиндрической расточ-
кой, куда входит нижний конец
втулки 11, уплотненный в расточке
стакана плавающими кольцами 15
Масло из линии нагнетания насоса-
регулятора через наклонные отвер-
стия в корпусе 12 и радиальные от-
верстия в резьбовой втулке 11 под-
ведено внутрь расточки тарелки 14
Сила давления масла на дно тарел-
ки действует в направлении сжатия
пружины трансформатора давления
и частично разгружает шпиндель от
вертикального усилия. Степень раз-
грузки зависит от диаметра расточки
в тарелке, который, однако, не дол-
жен быть больше диаметра золотни-
ка трансформатора давления, по-
скольку на золотник снизу также
действует давление масла из линии
Рис. 6.7 Устройство для изменения частоты
крашения ротора приводной турбины
Р il-15/ЗП
нагнетания насоса-регулятор а
(рис. 6 6).
Смазка привода устройства осу-
ществляется маслом из камеры раз-
грузки шпинделя (внутренней поло-
сти втулки 11) через зазоры в тра-
пецеидальной резьбе шпинделя и
втулки
6.6. РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ
Регуляторы давления, применяе-
мые на турбинах КТЗ для поддер-
жания давления в регулируемых от-
борах пара, а также противодавле-
ния, имеют в качестве измерительно-
го элемента стальной сильфон. Пре-
имущества сильфона по сравнению
с другими способами измерения дав-
ления (плоской мембраной, трубкой
Бурдона, поршнем): относительно
большой допустимый рабочий про-
гиб, герметичность, отсутствие тре-
ния и сравнительно малая жест-
кость. В зависимости от рабочего
давления в регуляторах используют
117
различные типы стальных нержаве-
ющих сильфонов: однослойные, мно-
гослойные и армированные кольца-
ми. Применение аргонной электро
сварки для соединения сильфонов с
концевой арматурой обеспечивает
герметичность и надежность узла
измерителя.
На рис. 6.8 показана конструк-
ция наиболее простого регулятора
давления для турбин с противодав-
лением мощностью до 6000 кВт.
Сильфон 19 измерителя нагружен
наружным давлением, которое для
сильфона предпочтительнее, чем
внутреннее с точки зрения его устой-
чивости. Это особенно существенно
при большой длине сильфона по
сравнению с наружным диаметром.
Пар к регулятору подводится из
выходного патрубка турбины. Под-
вижное дно 17 сильфона, ход кото-
рого вверх ограничен упорной втул-
кой 16, через стальной каленый
упор 18 и иглу 15 передает движе-
ние цилиндрическому золотнику 13.
Рис. 6.8. Регулятор противодавления тур-
бин мощностью до 6000 кВт:
Ilf— V — обозначения си. рис. 6.3. УШ —дар из
выходного патрубка турбины
118
Золотник размещен во втулке 12 и
сверху уравновешен пружиной 5
Передача усилий на золотник от
сильфона и пружины с помощью иг-
лы 15. шарика 8 и упоров 7 и- 9 су-
щественно уменьшает возможный
перекашивающий момент на золот-
ник. Кроме того, золотник имеет
гидравлическую самоцентровку во
втулке, чем обеспечивается доста-
точная чувствительность регулятора.
Во втулке 12 имеются радиаль-
ные отверстия и прямоугольные ок-
на. Площадь открытия этих окон,
через которые происходит слив мас-
ла из проточной импульсной линии,
регулируется верхней кромкой ниж-
него поршенька золотника. Для за-
водской пригонки начального поло-
жения регулирующей кромки золот-
ника относительно прямоугольных
окон под упорным пояском втулки
12 установлено дистанционное коль-
цо 20.
Для возможности изменения дав-
ления в пределах рабочего диапазо-
на имеется маховик 1, с помощью
которого через винт 3 и тарелку 2
изменяется натяжение пружины 5
Кольцо 4 между тарелкой и пружи-
ной предназначено для пригонки
диапазона изменения давления по
шкале на крышке 6 во время завод-
ской настройки регулятора.
Регулятор давления может быть
отключен от системы регулирования
турбины. Для этой цели предусмот-
рен эксцентриковый выключатель
14, поворотом которого на угол 180 °
с помощью рукоятки 10 золотник
поднимается вверх. При этом пря-
моугольные окна во втулке пере-
крываются и слив масла из проточ-
ной импульсной линии в линию вса-
сывания насоса-регулятора прекра-
щается. Рукоятка выключателя в
двух своих положениях («Включе-
но» и «Отключено») фиксируется
подпружиненной защелкой И
В корпусе блока регулирования
между золотником и сильфоном ре-
гулятора давления выполнено на-
ружное наклонное отверстие для
контроля за состоянием сильфона.
В случае нарушения герметичности
сильфона через отверстие наружу
станет выходить пар.
На турбинах типа Р-12-90/31М
ретулятор противодавления
(рис. 6.9) имеет в качестве измери-
теля сильфон 5, армированный коль-
цами 4 и рассчитанный на номи-
нальное давление пара 3,04 МПа.
Такие сильфоны могут восприни
мать только внутреннее давление.
Ход подвижного дна 9 сильфона
вверх ограничен упором тарелки
пружины 8 в упорную втулку 7
Уравновесить большое усилие, дей-
ствующее от давления пара на под-
вижное дно сильфона, одной пружи-
ной по аналогии с рассмотренным
вариантом регулятора давления
(рис. 6.8) было бы нерационально,
так как при этом значительное уси-
лие от сильфона полностью переда-
валось бы через золотник, что могло
создать большой перекашивающий
момент на золотник и отразиться на
чувствительности регулятора. Кро-
ме того, было бы трудно изменять
натяжение одной, но мошной пру-
жины вручную с помошью маховика
или дистанционно от электродвига-
теля. Поэтому в конструкции регу-
лятора предусмотрена установка
нескольких пружин. Две пружины 6
и 3, из которых одна основная, а
другая дополнительная, восприни-
мают большую часть усилия от дав-
ления пара на сильфон и опираются
через упорную втулку 7 непосредст-
венно на корпус блока регулирова-
ния, благодаря чему не передают
это усилие на золотник Дополни-
тельная пружина 3 устанавливается
в регулятор только при работе тур-
бины с противодавлением 3,63 МПа
Третья (верхняя) пружина 2 с мень-
шей жесткостью, чем две первые,
предназначена в основном для под-
регулировки давления пара в преде-
лах рабочего диапазона регулятора.
Регулятор давления кроме руч-
ного управления с помощью махови-
ка снабжен дистанционным приво-
дом 1 от электродвигателя.
Дистанционный привод регуля-
тора давления. Дистанционный при-
вод регулятора давления, показан-
Рис 6.9 Регулятор противодавлений тур-
бины P-12-90/3JM
Hl— V обозначения см рис. 6 3: VII/ - пар из
ный на рис. 6.10, по конструкции
имеет много общего с синхрониза-
тором, описанным ранее. Так, пара-
метры зубчатых зацеплений редук-
торов, а также соединительные муф-
ты между электродвигателем и чер-
вяком у обоих узлов унифицирова-
ны. Привод регулятора давления,
так же как и синхронизатор, осуще-
ствляет вертикальное перемещение
шпинделя 1 и -тем самым изменяет
натяжение пружины 20. Отличие за-
ключается лишь в рабочем ходе
шпинделя. Кроме того, если в син-
хронизаторах ход шпинделя одина-
ков для всех турбин, так как рабо-
чий диапазон изменения частоты
119
Рис. 6.10. Дистанционный: привод регуда-
тора давления
вращения ротора у энергетических
турбин примерно один и тот же, то
в регуляторах давления ход шпин-
деля различен и колеблется в преде-
лах от 30 до 55 мм в зависимости от
регулируемого давления и требуемо-
го диапазона его изменения. При
этом, чтобы обеспечить определен-
ный ход шпинделя, необходимо спе-
циальное исполнение всего привода.
Это вызвано тем, что при работе от
электродвигателя шпиндель в край-
них положениях должен останавли-
ваться, не доходя до механического
упора. Ограничение перемещения
достигается специальным отключа-
ющим механизмом в самом приводе,
конструкция которого также суще-
ственно отличается от аналогичного
механизма, примененного в синхро-
низаторе. Верхний торец шпинделя
1 имеет цилиндрическую головку с
прямоугольным диаметральным па-
зом, в котором установлена подпру-
жиненная защелка 2 с зубом (см.
сечение А—Л) Защелка с пружи-
ной 4 удерживается крышкой 3.
прикрепленной к торцу шпинделя
двумя винтами. Зуб защелки входит
во внутренний продольный паз втул-
ки 8. Втулка двумя цилиндрически-
ми штифтами 10 соединена с другой
охватывающей ее втулкой 7. имею-
щей в месте прохождения штифтов
120
отверстия овальной формы. На
втулке 7 сверху закреплен винтами
маховик 6 ручного управления.
Штифты стопорят втулки 7 и 8 от
проворачивания между собой и в то
же время благодаря овальным от-
верстиям дают возможность втулке
7 с маховиком перемещаться в осе-
вом направлении на ход, ограничен-
ный высотой овального отверстия
На верхнем торце крышки приво-
да 13 закреплено винтами специаль-
ное кольцо 9, которое позволяет
штифтам 10 вращаться вместе с
втулками 7 и 8, но не дает возмож-
ности втулке 8 перемещаться вверх.
Втулка 7 в нижней торцевой ча-
сти имеет два диаметрально распо-
ложенных зуба, которые под воздей-
ствием пружины 5 входят в соответ-
ствующие пазы на нижнем торце
кольца 11. Кольцо установлено на
хвостовике шестерни 14 и от прово-
рота зафиксировано двумя штифта-
ми 12 На шестерне закреплен венец
червячного колеса. При вращении
червячного колеса с шестерней от
электродвигателя через кольцо 11,
втулку 7, штифты 10, втулку 8 и за-
щелку 2 вращение будет переда-
ваться шпинделю. Разность в часто-
тах вращения резьбовой шестерни 16
и шестерни 14 со шпинделем из-за
различия числа зубьев в двойной
шестерне 15 будет вызывать верти-
кальное перемещение шпинделя по
резьбе.
Когда шпиндель переместится к
крайнему по ходу положению (верх-
нему или нижнему), зуб зашелки
выйдет из продольного паза втулки
8 в канавку, имеющую в поперечном
сечении вид спирали (см. сечение
А—Л). Теперь уже защелка, а вме-
сте с ней и шпиндель не смогут вра-
щаться со втулкой 8. Из-за трения в
резьбе от усилия пружины 20 регу-
лятора шпиндель начнет вращаться
вместе с шестерней 16, не переме-
щаясь по резьбе в вертикальном на-
правлении. При этом зуб защелки
спиральной канавкой будет отжи-
маться внутрь головки шпинделя и
с каждым оборотом относительно
втулки 8 при прохождении через
продольный паз со щелчком возвра-
щаться в исходное положение. Та-
ким образом, периодические щелчки
защелки означают, что привод рабо-
тает вхолостую, а шпиндель нахо-
дится в одном из крайних своих по-
ложений.
Если теперь изменить паправле
ние вращения электродвигателя, зуб
защелки, перемещаясь под действи-
ем пружины 4 по спиральной канав-
ке наружу из головки шпинделя,
дойдет до упора в боковую плос-
кость продольного паза во втулке 8.
После этого шпиндель начнет вра-
щаться со втулкой и перемещаться
по резьбе от крайнего положения в
другом направлении.
Полный ход шпинделя зави-
сит от расстояния между спираль-
ными канавками I и высоты защел-
ки й, т. е. 5И1=/+й. Высота защел-
ки с целью унификации принята для
всех исполнений приводов одной и
той же, и поэтому ход шпинделя бу-
дет зависеть только от размера 1 во
втулке 8
Управление приводом вручную
осуществляется посредством махо-
вика 6. Для этого необходимо вна-
чале нажать на маховик вниз, чтобы
вывести из зацепления с кольцом 11
втулку 7. а затем вращать маховик.
От маховика вращение будет пере-
даваться через втулки 7, 8 и защел-
ку 2 на шпиндель, в результате чего
шпиндель будет ввинчиваться или
вывинчиваться из резьбовой шестер-
ни 16 В крайних положениях шпин-
деля, так же как и при работе от
электродвигателя, сработает меха-
низм отключения, не допуская пере-
мещения шпинделя до механическо-
го упора.
В приводе регулятора давления
по сравнению с синхронизатором из-
менена конструкция указателя по-
ложения шпинделя. В синхронизато-
ре шкала выполнена непосредствен-
но на крышке (рис. 6 5), а указа-
тельная кромка — на ступице махо-
вика, который перемещается вместе
со шпинделем. В приводе регулято-
ра давления (рис. 6.10), в связи с
тем что маховик при перемещении
шпинделя остается на месте, указа-
тель выполнен не на самом приводе,
а на крышке 18 регулятора, где рас-
полагается пружина 20. Стрелка 22
указателя положения крепится вин-
тами к верхней тарелке 17, с кото-
рой шпиндель привода через шарик
19 входит в силовой контакт, а шка-
ла 21 закреплена непосредственно
на крышке.
Иначе, чем у синхронизатора, ор-
ганизована и смазка привода регу-
лятора давления. Если привод син-
хронизатора смазывается принуди-
тельно турбинным маслом, то внут-
ренняя полость привода регулятора
давления заполняется консистент-
ной смазкой. Это объясняется тем,
что привод регулятора давления ус-
тановлен на крышке 18, внутри ко-
торой отсутствует масло, которое
можно было бы использовать для
смазки привода
Длительная эксплуатация син-
хронизаторов и дистанционных при-
водов регуляторов давлений показа-
ла, что принудительная смазка тур-
бинным маслом надежнее, чем
консистентной смазкой. В связи
с этим был разработан и применен
на турбинах Р-12-35/5М вариант
привода регулятора давления с при-
нудительной смазкой. Масло к при-
воду подводится из линии всасыва-
ния насоса-регулятора по внешней
трубке через штуцер dy—3 мм, ус-
тановленный на резьбе сбоку ниж-
него фланца корпуса, в месте рас-
положения двойной шестерни 15.
Для подвода масла к трущимся по-
верхностям, а также к зубчатым за-
цеплениям, в деталях привода вы-
полнены специальные отверстия и
проточки. Слив масла из привода
осуществляется через внутреннюю
полость крышки регулятора 18 непо-
средственно в дренажную камеру
блока регулирования.
Удаление воздуха из камеры
сильфонного измерителя давления.
На устойчивую работу регулятора
давления отрицательное влияние
оказывает воздух, скапливающийся
в измерителе (камере сильфона).
В рассмотренных конструкциях ре-
121
Рис. 6 11. Сильфонный измеритель регуля
тора противодавления турбин Р 4-20/2ТК и
Р 2,5 20 2ТК
гуляторов давления полностью уда-
лить воздух из камеры сильфона пу-
тем предварительного заполнения
ее водой сложно и не всегда удает-
ся. Кроме того, нельзя проконтроли-
ровать отсутствие воздуха В связи
с этим для регулятора противодав-
ления турбин Р-4-20/2ТК и
Р-2,5-20/2ТК на номинальное дав-
ление пара 0,2 МПа была разрабо-
тана конструкция сильфонного из-
мерителя, обеспечивающая полное
удаление воздуха (рис. 6.11). Это
достигается установкой в верхней
части сильфонного измерителя спе-
циального штуцера 1 с центральным
отверстием для выпуска воздуха
Штуцер одним концом, как пробка,
через медную прокладку 4 закрыва-
ет отверстие в верхней полости ка-
меры сильфона, второй конец вы-
полнен в виде ниппеля для подсое-
динения резиновой трубки. В корпу-
се блока регулирования в том месте,
где расположен штуцер, предусмот-
рено окно, которое закрывается
крышкой 2.
Для удаления воздуха из каме-
ры сильфона необходимо снять
крышку и надеть -на ниппель рези-
новую трубку достаточной длины
для вывода ее из корпуса блока в
сосуд с водой. Через угловой кла-
пан 3 в камеру сильфона подается
вода. После этого с помощью гаеч-
ного ключа надо отвернуть штуцер
122
1 на 0,5—1 оборот. По резиновой
трубке из камеры сильфона будет
выходить воздух. Когда выход воз-
духа прекратится, что можно опре-
делить по отсутствию пузырьков на
сливе из резиновой трубки в сосуд
с водой, следует завернуть штуцер
до упора, снять трубку и проверить
отсутствие течи по штуцеру гидро-
испытанием камеры сильфона мак-
симальным рабочим давлением.
После этого надо закрыть окно в
корпусе блока регулирования крыш-
кой. Чтобы вода не могла вытечь из
камеры сильфона обратно через уг-
ловой клапан 3, подводящий шту-
цер его располагается выше камеры
сильфона.
Удаление воздуха пз камеры
сильфона можпо проводить и на ра-
ботающей турбине при условии стро-
гого соблюдения мер предосторож-
ности. При этом клапан 3 должен
быть открыт совсем немного.
67 ОТСЕЧНОЙ ЗОЛОТНИК
Отсечной золотник управляет
впуском масла в рабочие полости
сервомотора парораспределения.
Конструкция отсечного золотника,
показанная на рис. 6.12, является
типовой для всех турбин КТЗ Ци-
линдрический золотник I имеет че-
тыре поршенька, из которых два
средних управляют впуском силово-
го масла в одну из рабочих полостей
сервомотора и одновременно выпус-
ком масла из другой полости в ли-
нию всасывания насоса-регулятора.
Для этого во втулке 2 выполнены
два ряда прямоугольных окон, сооб-
щающихся с полостями сервомото-
ра. Расстояния между рядами окон
и их высота выполнены с таким рас-
четом, чтобы средние поршеньки зо-
лотника могли одновременно пере-
крыть окна подвода масла к серво-
мотору с перекрышами, показан-
ными на рис. 6.12 (вид А). Как вид-
но из рисунка, на рабочих кромках
средних поршеньков выполнены
треугольные зубцы, которые, пере-
крывая прямоугольные окна, обес-
печивают плавный впуск масла в
сервомотор при самых малых от-
клонениях золотника из среднего
положения. Таким образом исклю-
чается нечувствительность, которая
возникла бы при обычной перекры-
ше. Вместе с тем подвод масла через
зубчатую перекрышу приводит к то-
му, что в пределах этой перекрыши
скорость перемещения поршня сер-
вомотора будет сравнительно ма-
лой. Поэтому кратковременные от-
клонения золотника от случайных
возмущений (вибрация, пульсация
давления масла и др-), вызывая пе-
ремещения поршня сервомотора с
малой скоростью, не приведут к
большим его смещениям и не вызо-
вут существенных изменений мощ-
ности, вырабатываемой турбиной.
Гидравлическая самоцентровка
отсечного золотника выполнена ана-
логично рассмотренной выше гид-
равлической самоцентровке золот-
ника трансформатора давления.
Подвод масла к верхнему центриру-
ющему пояску осуществлен из ниж-
Рис 6 12 Отсечной золотник
ней полости через центральное свер-
ление в стержне золотника и ради
альиые сверления в верхнем пор-
шеньке. Сила давления масла снизу
на золотник уравновешивается уста
новленной сверху пружиной 3, натя-
жение которой регулируется вин
том 6 через коническую тарелку 5.
Закрытое пробкой 7 резьбовое от-
верстие в крышке 4 служит для из-
мерения давления и выпуска возду
ха при пуске турбины.
Наружный диаметр золотника 1
выбирается исходя из его пропуск-
ной способности. Необходимый рас-
ход масла через золотник определя-
ется требуемой постоянной времени
сервомотора и объемом его рабочих
полостей (см. § 9.1). С целью уни-
фикации на турбинах КТЗ примени
ют золотники с наружными диамет
рами 50. 70 и 80 мм.
6.8. СЕРВОМОТОРЫ ДЛЯ ПРИВОДА
ОРГАНОВ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
На турбинах КТЗ для привода
органов парораспределения приме-
няются сервомоторы с двусторонним
подводом рабочей жидкости к порш-
ню н, как правило, с встроенной гид-
равлической обратной связью.
Типовая конструкция сервомото-
ра показана на рис. 6.13. Диаметр
поршня 6, а следовательно, работо-
способность сервомотора выбирают-
ся из расчета преодоления паровых
усилий, действующих на регулирую-
щие органы турбины, и сил трения
в приводе.
Поршень сервомотора переме-
щается непосредственно в расточке
корпуса блока регулирования 2 и
имеет с каждой стороны цилиндри-
ческие полые отростки. Верхний от
росток выходит наружу блока регу-
лирования через крышку 1, в кото-
рой для предотвращения протечек
масла выполнена проточка, соеди-
ненная с линией слива масла в бак.
Внутри этого отростка размещается
сферический подпятник 5 из двух
половин и шаровая пята 4 тяги 13
Подпятник закреплен в поршне резь-
бовой втулкой 3 Второй конец тяги
123
Рис. 6.13 Сервомотор.
(на рисунке не показан) имеет ана-
логичное шаровое сочленение с ры-
чажной передачей парораспределе-
ния. Такое соединение сервомотора
с рычажной передачей допускает до-
статочно большие расцентровки оси
сервомотора и рычага парораспре-
деления, возникающие из-за неточ-
ностей сборки и различных тепло-
Рис. 6 14 Трубка обратной связи сервомо
тора с малым расходом масла
вых расширений частей турбины, а
также при отклонениях точки за-
крепления тяги с рычагом при пово-
роте последнего вокруг своей оси.
На нижнем цилиндрическом от-
ростке поршня установлены плаваю-
щие уплотнительные кольца 7. ко-
торые отделяют нижнюю рабочую
полость сервомотора от полости, со-
общающейся с линией всасывания
насоса-регулятора. Внутри этого от-
ростка поршня сервомотора распо-
лагается трубка гидравлической об-
ратной связи 10, к которой снизу
подведено масло из проточной им-
пульсной линии Вдоль образующей
трубки выполнена узкая щель, че-
рез которую масло из проточной им-
пульсной линии сливается в линию
всасывания насоса-регулятора. Пло-
щадь слива масла через шель об-
ратной связи ограничена сверху
плавающим кольцом 9, закреплен-
ным на нижнем отростке поршня
гайкой 8 Таким образом, площадь
слива масла из проточной импульс-
ной линии через обратную связь за-
висит от положения поршня серво
мотора. Испытания показали, что
ширину щели трубки обратной свя
зи _ не следует принимать менее
1,35 мм, гак как при меньших раз-
мерах возникает опасность заноса
ее шламом, выпадающим из масла,
и другими загрязнениями. Даже
при указанной минимально допусти-
мой ширине щели расход масла из
проточной импульсной линии через
обратную связь может быть сравни-
тельно большим (в зависимости от
хода поршня сервомотора). Это по-
требовало бы применения насоса-
регулятора с большой подачей, что
особенно ощущалось бы в системах
регулирования с двумя-тремя серво-
моторами.
С целью сокращения расхода
масла через обратную связь серво-
мотора была разработана конструк-
ция трубки обратной связи, пока-
занная на рис. 6.14. Трубка состоит
из двух втулок 1 и 2, запрессован-
ных одна в другую. На наружной
втулке 2 выполнено окно, имеющее
в развертке вид прямоугольного
треугольника. Это окно в зоне пере-
мещения плавающего кольца 3, ус
тановлениого в поршне сервомотора
4. перекрыто внутренней втулкой 1
Следовательно, масло из трубки мо-
жет сливаться только через щель
между внутренней втулкой I и пла-
вающим кольцом 3, ограниченную с
боков треугольным окном на внеш-
ней втулке 2 (сечение А—А). При
этом каждому положению поршня
сервомотора соответствует опреде-
ленная ширина b щели, В результа-
те изменение сливной площади ще
ли трубки обратной связи будет не-
посредственно зависеть от хода
поршня сервомотора, а расход мас-
ла через трубку обратной связи бу-
дет определяться углом а на раз-
вертке окна.
Так как сервомотор должен об-
ладать достаточной перестановоч-
ной силой для преодоления паровых
усилий и сил трения в парораспре-
делении и в самом сервомоторе, тре-
бование к самоцентровке поршня не
является столь жестким, как в эле
ментах регулирования с золотника-
ми. Поэтому самоцентровка поршня
выполнена упрощенно с использова-
нием способа, предложенного
В Н. Веллером [3J: на поршне вы-
полнены лыски, а на крышке — спе-
циальные фрезерованные канавки,
соединенные с рабочими полостями
сервомотора отверстиями малого
диаметра.
В настоящее время на всех сер
вомоторах устанавливают указатель
хода поршня, состоящий из шка-
лы 11 (рис, 6.13), установленной на
крышке 1, и специальной гайки 12 с
указательной кромкой, закреплен-
ной на поршне.
6.9. ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ
Клапанное парораспределение.
С помощью парораспределения осу-
ществляется регулируемый впуск
пара в турбину и, следовательно, из-
менение вырабатываемой ею мощ-
ности. На турбинах КТЗ широкое
распространение получило клапан-
ное парораспределение с клапана-
ми, свободно подвешенными на об-
шей траверсе. С целью снижения
паровых усилий, действующих на
клапан, парораспределение выпол-
няется из нескольких клапанов ма-
лых диаметров, открывающихся по-
следовательно. Разбиение общего
потока пара на потоки через отдель-
ные клапаны и соответствующие им
группы сопл рационально и с точки
зрения повышения экономичности
турбины. Чтобы приблизить расход-
ную характеристику парораспреде-
ления к прямолинейной, регулирую-
щие клапаны соответственно профи-
лируют.
Расчет парораспределения и по-
строение профилей регулирующих
клапанов выполняют по методике,
изложенной в [7],
На рис. 6.15 показано клапанное
парораспределение турбины
Р-6-35/5, Пар после стопорного кла-
пана поступает в клапанную короб-
ку 1, в которой размещены восемь
регулирующих клапанов 2, свобод-
но подвешенных за хвостовики 3 на
общей траверсе 5. Каждый клапан
на конце хвостовика имеет гайку 6,
застопоренную от свинчивания
штифтом 17. Штифт от выпадания с
двух сторон расклепан. Гайка слу-
жит упором при подъеме клапана и
размещается на такой высоте, чтобы
обеспечить последовательность от-
крытия клапанов с перекрышами,
необходимыми для получения близ-
кой к линейной расходной характе-
ристики парораспределения. При
полном открытии каждого из клапа-
нов благодаря удлиненным диффу-
зорам седел 7 обеспечивается вос-
становление давления, а следова-
тельно, снижаются потери и повы-
шается экономичность турбины.
Траверса 5 перемещается поступа-
тельно в вертикальном направлении
при помоши двух штоков 4, кото-
рые, проходя через уплотнения в
крышке 9, с помощью серег 8 соеди-
няются с рычагом 13. Уплотнения
штоков парораспределения выпол-
нены в виде набора колец 15 и 16
двух типов, отличающихся дру! от
друга внутренним и наружным диа-
125
метрами. Кольцо 15 имеет малый
зазор по штоку и большой в расточ-
ке крышки парораспределения.
Кольцо 16. наоборот, имеет большой
зазор го штоку и малый в расточке
крышки. Такая конструкция уплот-
нения допускает некоторый изгиб
штока без заедания благодаря воз-
можности смещения колец 15 со
штоком в пределах радиального за-
зора между расточкой в крышке и
КОЛЬЦОМ.
Рычаг 13 в плайе имеет форму
равнобедренного треугольника, вер-
шина которого через тягу 10 с шаро-
выми соединениями по концам пе-
ремещается сервомотором 12 блока
регулирования. В кинематических
связях рычага парораспределения с
поршнем сервомотора завод широко
использует шаровые пары, которые
обладают большей степенью свобо-
ды по сравнению с вращательными
парами и, как уже отмечалось, до-
пускают сборку и работу* рычажной
передачи при некоторой расцентров-
ке, возникающей как при изготовле-
нии, так п при температурных рас-
ширениях. Концы рычага через
серьги 8 соединяются шарнирно со
штоками парораспределения. Рычаг
вращается вокруг оси 14. которая
проходит через приливы в боковых
частях рычага. Ось закреплена на
двух кронштейнах 11. отлитых заод-
но с крышкой 9. Такая конструкция
рычага и закрепление оси на доста
точно большом расстоянии в крон-
штейнах обеспечивают поперечную
устойчивость рычага при неравно-
мерных силовых нагрузках на
штоки.
Опыт эксплуатации большого ко-
личества турбин КТЗ показал, что
пногда клапаны парораспределения
под воздействием вихревого потока
пара в клапанной коробке могут
вращаться в отверстиях траверсы.
Вращение вызовет повышенный из-
нос гайки хвостовика и соответству-
ющего места траверсы, в результате
чего изменится первоначальная рас-
Рис. 6.15. Клапанное парораспределение турбины Р-6 35/5
126
четная установка клапана. Это при-
ведет к более позднему его откры-
тию и, как следствие, к изменению
расходной характеристики парорас-
пределения. Имели место также
случаи свинчивания гаек с хвосто-
виков клапана.
Для устранения этих недостат-
ков заводом были проверены не-
сколько вариантов измененной кон-
струкции траверсы и крепления гай-
ки (упора) на хвостовике клапана.
В последнее время принята конст-
рукция клапанного парораспределе-
ния, в которой траверса выполнена
составной из двух половин, скреп-
ленных между собой призонными
болтами, а клапаны изготовлены за
одно целое с хвостовиком и упором,
заменяющим гайку. Хвостовики кла-
панов, имеющие на всей длине лыс-
ки, вставлены в прямоугольные от-
верстия в траверсе, что не дает воз-
можности клапанам вращаться
Конструкция парораспределения
с составной траверсой показана на
рис. 3.5, а.
В рассмотренных конструкциях
парораспределения неизбежны про-
течки пара в помещение машинного
зала через уплотнения штоков (пос-
ле мест отсоса пара из уплотнений).
Чтобы исключить протечки, была
разработана конструкция герметич-
ного парораспределения [26], пока-
занная на рис. 6.16 для приводной
турбины К-6-30П. В отличие от опи-
санных выше конструкций крышка 8
клапанной коробки 10 имеет два уг-
ловых патрубка 4, внутри которых
штоки 7 траверсы 9 соединяются с
внутренними рычагами 5 при помо-
щи серег 6. Для возможности соеди-
нения серьги со штоком и внутрен-
ним рычагом в угловых патрубках
предусмотрены люки, закрываемые
крышками 15. В месте выхода ры-
чагов из угловых патрубков наружу
для герметизации установлены
сильфоны 3, которые с одной сторо-
ны крепятся фланцем через прок-
ладку к торцам патрубков, а с дру-
гой — резьбовыми втулками также
через прокладку к внутренним ры-
чагам. Концы внутренних рычагов
Рис 6 16 Герметичное клапанное парорас
пределение турбопривода К-6-30П
входят в отверстия бонок сварного
наружного рычага 2 и закреплены
гайками 1.
Наружный рычаг имеет ось кача-
ния 12. закрепленную болтами меж-
ду кронштейном 13 и скобой 11
Кронштейн, в свою очередь, прива-
рен к крышке клапанной коробки.
Ось качания наружного рычага ле-
жит в одной плоскости с продоль-
ными осями двух внутренних рыча-
гов и по длине рычага располагает-
ся посередине гибкой части сильфо-
нов Такое расположение оси
обеспечивает наиболее благоприят-
ные условия для работы сильфонов
на изгиб при наименьшей их дефор-
мации. Для выравнивания давлений
внутренние полости угловых патруб-
ков соединены трубкой 14.
В приводных турбинах питатель-
ных насосов крупных энергетиче-
ских блоков применено дроссельное
парораспределение- Пар после сто-
порного клапана поступает к двум
клапанным коробкам, размешенным
127
Рис. 6.17. Дроссельный регулирующий кла
пан приводной турбины Р-11-15/ЗП
по бокам турбины. В каждой короб-
ке находится один дроссельный кла-
пан. Оба клапана одинаковые и пе-
ремещаются одновременно одним
сервомотором блока регулирования
при помощи рычагов.
Дроссельный регулирующий кла-
пан приводной турбины Р-11-15/ЗП
показан на рис. 6.17. Клапанная ко-
робка 2 приварена непосредственно
к передней части нижней половины
Рис. 6.18 Дроссельный регулирующий кла-
пан унифицированной серии приводных
турбин для энергоблоков 500. 800 н
1200 МВт
128
корпуса турбины. В качестве регу-
лирующего органа применен двух-
седельный клапан 1 Он позволяет
эффективно и конструктивно просто
разгрузить клапан от значительной
доли паровых усилий, а также
уменьшить диаметр клапана по
сравнению с односедельным. Пар от
стопорного клапана поступает в
среднюю камеру клапанной короб-
ки 2 между двумя седлами 10 и И
Диаметр верхнего седла 10 клапана
выполнен несколько больше диамет-
ра нижней части клапана, чтобы
обеспечить проход клапана через
верхнее седло при сборке. В этом
случае на двухседельный клапан
действует неразгруженное паровое
усилие, направленное вверх (на от-
крытие). Шток клапана 9 с помо-
щью тяги 8, имеющей по концам ша-
ровые опоры, соединен с рычагом 7,
который через серьгу 4 перемещает-
ся поршнем сервомотора 3 блока
регулирования. Ось рычага 6 за-
креплена в кронштейне 5. установ-
ленном на блоке регулирования.
Главным недостатком двухсе-
дельных клапанов является труд-
ность обеспечения их плотности.
Даже если двухседельный клапан
был хорошо притерт в холодном со-
стоянии, от неравномерных темпе-
ратурных расширений клапана и
клапанной коробки, а также дефор-
мации коробки от давления пара
плотность клапана нарушается.
По этой причине в унифициро-
ванной серии турбин для привода
питательных насосов и воздуходувок
крупных энергетических блоков 500,
800 и 1200 МВт завод применил од-
носедельные дроссельные клапаны с
паровой разгрузкой. Конструкция
такого клапана показана на
рис. 6.18. Клапан 9 с дроссельным
конусом и разгрузочный поршень 5
через промежуточную втулку 8 уста-
новлены с натягом на штоке 3 и за-
креплены гайкой 11 Разгрузочный
поршень перемещается в расточке
стакана 7, запрессованного в крыш-
ке 4. Необходимая плотность меж-
ду поршнем и стаканом обеспечи-
вается разрезными поршневыми
Рис. 6.19. Поворотная диафрагма парораспределения ЧСД турбины ПТ-25-90/IOM. с
приводом
кольцами 6, выполненными из стали
с азотированием поверхностей
Шток перемещается в двух втул-
ках 2 и 12, размещенных по его кон-
цам. Этим обеспечивается надежная
центровка штока совместно с кла-
паном и разгрузочным поршнем от-
носительно седла 10 и стакана 7.
Шток через рычажную передачу со-
единен с сервомотором 1 Рычаж-
ная передача выполнена так же, как
и в конструкции с двухседельным
клапаном. Уплотнение штока во
втулке 2 выполнено в виде кольце-
вых проточек на штоке
Полость над разгрузочным порш-
нем через наружную трубу (на ри-
сунке не показана) соединена с ка-
мерой паровпуска турбины Блаю-
даря этому осуществляется разгруз-
ка клапана от паровых усилий. Так
как диаметр разгрузочного поршня
меньше диаметра посадочного пояс-
к? кланап.। разгрузка не будет пол-
ной Оставшееся неразгруженное
усилие от давления пара при закры-
том клапане направлено вниз и при-
жимает клапан к седлу, что пред-
почтительнее, чем в рассмотренной
ранее конструкции с двухседельным
клапаном.
Регулирующие поворотные диаф-
рагмы. Наряду с клапанным паро-
распределением на турбинах КТЗ с
регулируемыми отборами пара при-
меняются поворотные диафрагмы.
Они устанавливаются, как правило,
для pet улирования давления пара в
камерах производственного и тепло-
фикационного отборов.
Конструкция поворотной диаф-
рагмы ЧСД турбины ПТ-25-90/10М
с приводом показана на рис. 6.19.
Из-за удаленности поворотной диа-
фрагмы от сервомотора, размещен-
ного в блоке регулирования на пе-
реднем подшипнике, привод выпол-
нен в виде двух последовательно со-
129
единенных между собой рычагов 3 и
6. Один рычаг в этом случае был бы
слишком громоздким и сложнее
компоновался бы на турбине. Рыча-
ги опираются на кронштейны 4 и 7,
в которых закреплены их оси враще-
ния Кронштейн 4 крепится к крыш-
ке парораспределения ЧВД и одно-
временно является опорой и для ры-
чага парораспределения ЧНД, вы-
полненного так же, как и в ЧСД.
Рычаги соединены с поршнем серво-
мотора 1 и штоком 9 поворотной
диафрагмы, а также между собой
тягами 2, 5 и 8, имеющими на кон-
цах шаровые сочленения. Шток 9
соединен с поворотной диафрагмой
через серьгу 10.
Поворотная диафрагма состоит
из неподвижной сварной диафрагмы
12, имеющей кольцевую камеру пе-
ред соплами, и поворотного коль-
ца 11, удерживаемого прижимным
кольцом 13 Сопловая камера раз-
делена радиальными перегородками
на восемь отсеков со своими группа-
ми сопл. Каждый отсек сопловой
камеры имеет по два окна, открытие
которых регулируется соответствую-
щими окнами на поворотном кольце.
Пар через регулирующие окна
поступает в отсеки сопловой каме-
ры поочередно, но одновременно в
два диаметрально расположенных
отсека, чтобы получить симметрич
ные паровые усилия на поворотном
кольце. Таким образом, обеспечива-
ется сопловое парораспределение
как бы с четырьмя клапанами, где
каждый клапан подводит пар в два
диаметрально противоположных от-
сека
Чтобы разгрузить поворотное
кольцо от паровых усилий, прижи-
мающих его к неподвижной диаф-
рагме, в последней выполнены спе-
циальные каналы, соединяющие соп-
ловую камеру с фрезерованными по-
лостями в прижимном кольце 13
(разрез Б—Б). Так как фрезерован-
ные полости выходят на торцевую
плоскость поворотного кольца, в
этих местах на кольцо будет дейст-
вовать давление пара в сопловой ка-
мере, а с противоположной стороны
J30
кольца — более высокое давление
лара в камере отбора. За счет раз-
ницы этих давлений при соответст-
вующем подборе площадей на пово-
ротное кольцо будет действовать не-
обходимое разгружающее паровое
усилие, направленное на отжатие
кольца от неподвижной диафрагмы.
В рассмотренной конструкции
поворотной диафрагмы применение
специальных мер по обеспечению
разгрузки подвижного кольца от
паровых усилий привело к некото-
рому усложнению диафрагмы. Поэ-
тому представляет интерес конст-
рукция радиальной поворотной диа-
фрагмы, разработанная примени-
тельно к турбине ПТ-12-35/1 ОМ
(рис 6.20). В ней осуществлен ра-
диальный подвод пара в сопловую
коробку с симметричным располо-
жением окон. Такая конструкция
поворотной диафрагмы обладает
тем преимуществом, что без допол-
нительных мер обеспечивается раз-
грузка поворотного кольца от при-
жатия его паровыми усилиями к не-
подвижной диафрагме [25]. Однако
для того чтобы из-за радиальных
деформаций поворотного кольца не
происходило его заклинивание, по-
воротное кольцо необходимо выпол-
нять достаточно жестким.
В корпусе турбины 10 установле-
на неподвижная диафрагма 1 с при-
варенной сопловой коробкой 2, на
цилиндрической поверхности кото-
рой имеются радиальные окна.
Снаружи сопловую коробку охваты-
вает поворотное кольцо 3, состоя-
щее из двух половин, также с окна-
ми, расположенными радиально.
Сопловая коробка разделена перего-
родками на отсеки так же, как и в
аксиальной (осевой) диафрагме.
При повороте кольца 3 с помо-
щью сервомотора 4 через рычажную
передачу, включающую рычаг 6,
шаровые тяги 5 и 7, шток 8 и серь-
гу 9, радиальные окна на кольце и
сопловой коробке будут поочередно
совмещаться, регулируя подачу па-
ра в каждую группу сопл. Здесь,
как и в предыдущей конструкции
поворотной диафрагмы, выполнено
Рис 6 20 Радиальная поворотная диафрагма парораспределения ЧСД турбины
ПТ-12-35/1 ОМ с приводом
сопловое парораспределение, ана-
логичное четырехклапанному паро-
распределению, где каждый услов-
ный клапан подводит пар в два
диаметрально расположенных от-
сека.
Паровые усилия, направленные
радиально по отношению к цилин-
дрической поверхности поворотного
кольца, взаимно уравновешиваются
и воспринимаются самим кольцом
и, следовательно, не передаются на
неподвижную диафрагму.
Недостатком этой конструкции
поворотной диафрагмы является
сравнительно большая утечка пара
через радиальный зазор между соп-
ловой коробкой и поворотным коль-
цом, который на таком большом
диаметре нельзя выполнить слиш-
ком малым. Кроме того, этот зазор
должен быть больше радиальной
деформации поворотного кольца.
При выборе зазора необходимо
учитывать также возможное короб-
ление как поворотного кольца, тан
и диафрагмы в результате их тем-
пературных деформаций. Для дан-
ной диафрагмы принят диаметраль
ный зазор в пределах от 0,7 до
1,1 мм.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ЗАЩИТНЫЕ УСТРОЙСТВА ТУРБИН
7.1 ЗАДАЧИ СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ
В процессе эксплуатации турбо-
установок могут возникать такие
ситуации, когда отдельные парамет-
ры турбины по каким-либо причи-
нам отклоняются настолько, что вы-
ходят за пределы допустимых зна-
чений. Если эти отклонения в даль-
нейшем могут привести к развитию
аварийной ситуации и, следователь-
но, представляют опасность для
131
турбины и обслуживающего персо-
нала, турбина должна быть пеза
медлительно остановлена путем пре-
кращения подачи пара в нее С этой
целью все турбоустановки оснаща-
ют защитными устройствами, кото-
рые объединяют в общую единую
систему защиты турбины. Эта си-
стема должна обладать высокой
степенью надежности, т. е. быть
практически безотказной. Кроме
того, она должна действовать авто-
матически и с достаточным быстро-
действием от момента возникнове-
ния аварийного сигнала до прекра-
щения подачи пара в турбину.
Для быстрого прекращения под-
вода пара в турбину в системе за-
щиты имеется особый исполнитель-
ный орган — стопорный клапан, а
в турбоустановках с отборами пара
устанавливают еще и обратные кла-
паны-захлопки на отборах. Все они
оснащены приводами с быстроза-
порными устройствами. В современ-
ных турбинах при срабатывании си-
стемы защиты наряду с закрытием
стопорных и обратных клапанов
для повышения надежности автома-
тически закрываются регулирующие
клапаны и поворотные диафрагмы
Для этого необходимо связать си-
стему защиты с системой регулиро-
вания, которая управляет регулиру-
ющими клапанами и поворотными
диафрагмами.
Кроме исполнительных органов
(стопорных и обратных клапанов)
в систему защиты турбины входят
защитные механизмы, контролирую-
щие каждый свой параметр и в слу-
чае достижения им заданного пре-
дельного значения выдающие соот-
ветствующий аварийный сигнал
(механический, гидравлический или
электрический), который вызывает
срабатывание системы зашиты. Для
обеспечения быстродействия защит-
ные механизмы обычно выполняют
астатическими. Это значит, что при
достижении предельного значения
контролируемого параметра меха-
низм становится статически неустой-
чивым, в результате чего появляется
достаточная избыточная сила, кото-
132
рая перемещает его рабочий орган
(золотник, поршень, клапан) в по-
ложение полного срабатывания.
Защитные механизмы не долж-
ны вмешиваться в нормальный ре-
жим работы турбоустановки, и поэ-
тому они бездействуют в течение
продолжительного времени эксплуа-
тации. что никак не должно отра-
зиться на их надежности в тот мо-
мент, когда возникнет аварийная си-
туация. С этой целью механизмы
защиты следует периодически про-
верять на работоспособность.
7.2. СХЕМЫ ЗАЩИТ
Как уже отмечались, исполни-
тельными органами в системах за-
щиты турбин являются стопорные
клапаны и обратные клапаны-за-
хлопки, оснащенные приводами с
быстрозапорными устройствами.
На турбинах КТЗ для этих целей
применяют гидравлические приво-
ды. которые обеспечивают необхо-
димое усилие для открытия клапа-
нов п поджатия (взвода) пружин
быстрозапорных устройств. Боль-
шинство механизмов защиты также
выполнены с применением гидрав-
лических элементов: золотников,
поршней и клапанов. Поэтому основ-
ные связи между исполнительными
органами и отдельными механизма-
ми в системах защиты турбин КТЗ
выполнены гидравлическими. Одна-
ко наряду с гидравлическими меха-
низмами в системы защиты входят
электрогидравлическне реле, элек-
трические датчики (реле) и элек-
троконтактные манометры, которые
выдают электрические сигналы при
нарушениях в работе турбины. Эти
сигналы в зависимости от контроли
руемых параметров используются
.тля включения предупредительной
или аварийной сигнализации, авто-
матического запуска аварийных па-
сосов, а также для останова турби-
ны через специальный гидравличе-
ский механизм с электроприводом,
воздействующий иа быстрозапорные
устройства стопорных и обратных
клапанов.
На рис. 7.1 показана принципи-
альная схема защиты турбины
ПТ-25-90/10М, включающая в себя
гидравлические и электрогидравли-
ческие механизмы, а также механи-
ческие центробежные бойковые ре-
гуляторы безопасности. Эта схема
является наиболее полной и типовой
для турбин КТЗ. Все входящие в
нее элементы также являются или
унифицированными, или типовыми
по конструкции.
Система защиты питается мас-
лом от общей системы маслоснаб-
жения турбоустановки: во время
пуска — от пускового насоса 20,
после выхода турбины на холостой
ход — от насоса-регулятора 5 Мас-
ло от пускового насоса пли насоса-
регулятора поступает к быстроза-
порным приводам стопорных и об-
ратных клапанов через ряд последо-
вательно включенных гидравличе-
ских механизмов системы защиты.
Гидравлическую линию, связываю-
щую эти механизмы, в дальнейшем
будем называть линией системы за-
щиты турбины. Если механизмы за-
щиты включены в работу и контро-
лируемые ими параметры соответст-
вуют нормам, масло в линии систе-
мы зашиты свободно проходит по
внутренним каналам механизмов к
стопорным и обратным клапанам.
При срабатывании любого механиз-
ма защиты в нем происходит пере-
ключение потоков: подача масла от
насоса перекрывается, а линия си-
стемы зашиты от этого механизма
до быстрозапорных приводов сто-
порных и обратных клапанов соеди-
няется со сливом в бак. В результа-
те стопорные и обратные клапаны
закроются под действием пружин в
своих приводах.
В рассматриваемой схеме пер-
вым механизмом защиты, через ко-
торый проходит линия системы за-
щиты, является автоматический за-
твор 3. Он срабатывает от механи-
ческого воздействия на него центро-
бежного регулятора безопасности 7
(предельного регулятора частоты
вращения) или при нажатии на
кнопку «Стоп» затвора В соответ-
ствии с ПТЭ регулятор или, как его
еще называют, автомат безопасно-
сти, настраивается на срабатывание
при повышении частоты вращения
ротора турбины на 10—12 % сверх
номинальной. Для большей надеж-
ности защиты от недопустимого по-
вышения частоты вращения на сов-
ременных турбинах, как правило,
устанавливают два независимо дей-
ствующих (автономных) предель-
ных регулятора частоты вращения.
На данной схеме два одинаковых
центробежных регулятора безопас-
ности размещены в одном радиаль-
ном отверстии вала турбины.
С 1980 г. на турбинах ПТ-25-90/10М
вместо двух регуляторов безопасно-
сти устанавливается один с улуч-
шенными эксплуатационными ха-
рактеристиками (подробнее см.
§75). При этом чтобы не снизить
надежность защиты турбины от раз
гона, в качестве второго предельно-
го регулятора безопасности исполь-
зуется электрический измеритель
частоты вращения ротора, который
при повышении частоты вращения
сверх номинальной на 12 % выдает
электрический сигнал на останов
турбины.
Для проведения периодических
проверок регуляторов безопасности
на работающей турбине без повыше-
ния частоты вращения ротора в на-
сосе-регуляторе имеется спецналь
ный клапан 6 с приводом от толка-
теля 4. При нажатии на кнопку тол
кагеля клапан откроет подачу мас-
ла от насоса по центральному от-
верстию вала в полость между бой-
ками регуляторов безопасности
В результате бойки под действием
давления масла и центробежной си-
лы переместятся от оси вала нару-
жу на рабочий ход, т. е. сработают
при номинальной частоте вращения
ротора. Чтобы при этом не произо-
шел останов турбины, автоматиче-
ский затвор перед проверкой пере-
водится в положение «Испытание»,
при котором он уже не воздействует
на систему защиты
После автоматического затвора
масло линии системы зашиты прохо-
133
ди। через дистанционный выключа-
тель 10, золотник которого переме-
щается во втулке из одного крайне-
го положения в другое с номошыо
злектром а гнитов. Днст а нцион и ы й
выключатель срабатывает с пере-
ключением потоков масла от кнопки
«Стоп» на пульте управления (дис-
танционный останов) и от сигналов,
поступивших от электрических дат-
чиков (аварийный останов) при не
допустимых отклонениях парамет-
ров. снижении давления масла в си-
стеме смазки и на всасывании насо-
са-регулятора, снижении вакуума в
конденсаторе, при осевом сдвиге ро-
тора, повышении частоты вращения
ротора.
После дистанционного выключа-
теля масло линии системы зашиты
поступает к быстрозапорным приво-
дам стопорных клапанов 1, реле за-
крытия регулирующих клапанов 2 и
реле захлопок 9 Реле закрытия ре-
гулирующих клапанов является свя-
зующим звеном между системами
защиты и регулирования турбины,
причем эта связь является односто-
ронней. т. е. система «ащиты может
воздействовать на систему регули-
рования, заставляя ее в аварийных
ситуациях сработать па закрытие
регулирующих клапанов и поворот-
ных диафратм, тогда как система
регулирования ни при каких обстоя-
тельствах не должна оказывать
влияние па систему защиты. При па-
дении давления в линии системы за-
щиты золотник реле закрытия регу-
лирующих клапанов перемещается
иод воздействием на него давления
масла от насоса-регулятора и от-
крывает окна дополнительной под-
питки всех трех проточных импульс-
ных линий системы регулирования
турбины В результате вместе со
стопорными и обратными клапана-
ми на отборах закроются регулиру-
ющие клапаны ЧВД и поворотные
диафрагмы ЧСД и ЧНД
Реле захлопок 9 применяется в
системах защиты турбоустановок с
большим числом регулируемых и не-
регулируемых отборов, на которых
устанавливаются обратные клапа-
иы-захлопки. Это вызвано тем, что
с увеличением количества захлопок
соответственно возрастают и утечки
масла из л и кип системы защиты, в
результате чего давление в пей мо-
жет снизиться до порога срабатыва-
ния быстрозапоряых устройств ис-
полнительных органов. Для предот-
вращения этого и предусмотрена
установка специального гидравличе-
ского реле, через которое осущест-
вляется питание маслом от пусково-
ю насоса или и асоса-регулятора
вторичной ветви линии системы за-
шиты, на которой установлены за-
хлопни 16—18. При падении давле-
ния масла в первичной ветви линии
системы защиты (до реле захлопок)
поршень реле под воздействием пру-
жины астатически переместится во
втулке и перекроет питание вторич-
ной ветви линии системы защиты,
одновременно соединив ее со сли-
вом в бак. В результате давление во
вторичной ветви также упадет. При
восстановлении давления в первич-
ной ветви (до реле захлопок) авто-
матически через реле восстановится
питание, а следовательно, и давле-
ние во вторичной ветви системы за-
щиты.
Из вторичной ветви линии систе-
мы защиты масло проходит через
дистанционный выключатель захло-
пок 11, который по конструкции и
размерам одинаков с дистанцион-
ным выключателем турбины 10. Ес-
ли, воздействуя на дистанционный
выключатель 10, можно закрыть
стопорные клапаны, а через реле
9 — обратные клапаны-захлопки от-
боров 16—18, то, воздействуя на
дистанционный выключатель 11,
можно закрыть только обратные
кла пан ы-захлопки.
Для зашиты от осевого сдвига
ротора в случае повреждения упор-
ного подшипника на тубинах КТЗ,
в том числе ПТ-25-90/1ЙМ, до 1979 г.
устанавливали гидравлическое ре-
ле 8 с электроконтактным маномет-
ром 14. Масло от пускового насоса
или насоса-регулятора подается к
реле через ре1улируемый дроссель
15, проходит по гибкому маслопро-
135
воду внутрь подвижного полого ры-
чага реле и сливается в бак через
зазор между соплом, закрепленным
на конце рычага, и гребнем ротора.
При нормальном рабочем поло-
жении ротора и установочном зазо-
ре между соплом и ротором в мас-
ляной линии реле, ограниченной
дросселем 15 и соплом, устанавли-
вается определенное давление, кото-
рое измеряется электроконтактным
манометром 14. При смещении ро-
тора турбины по направлению паро-
вого потока зазор между соплом и
гребнем ротора будет увеличивать-
ся, а давление масла в импульсной
линии реле, измеряемое электрокон-
тактным манометром, будет падать.
Когда это давление снизится до
предельного значения, контакты ма-
нометра замкнутся и появится элек-
трический сигнал на срабатывание
электромагнита дистанционного вы-
ключателя 10, что, в свою очередь,
приведет к закрытию стопорных
клапанов и обратных клапанов-
захлопок отборов.
Начиная с 1979 г. на турбинах
КТЗ вместо гидравлического реле
осевого сдвига ротора устанавлива-
ется электрическое индуктивное ре-
ле, которое при предельном смеше-
нии ротора турбины как по направ-
лению потока пара, так и в противо-
положном выдает электрический
сигнал на срабатывание дистанци-
онного выключателя турбины.
Для защиты турбины в случае
падения давления масла в линии
всасывания насоса-регулятора, соз-
даваемого масляным инжектором
21, что могло бы привести к срыву
насоса-регулятора и разгону турби-
ны из-за возникающего при этом
ложного импульса, в системе заши-
ты предусмотрено электрогидравли-
ческое реле 12. При аварийном сни-
жении давления масла в линии вса-
сывания насоса-регулятора поршень
реле под действием пружины пере-
местится вниз и встроенный в реле
микропереключатель выдаст элек-
трический сигнал дистанционному
выключателю 10 на останов тур-
бины.
Такое же электрогидравлическое
реле 13 защищает турбоустановку
при аварийном падении давления
масла в системе смазки подшипни-
ков Это реле автоматически вклю-
чает в работу стояночный электро-
насос 22 или аварийный электрона-
сос 23, если стояночный почему-ли-
бо нс включился (неисправен или
нет напряжения в сети переменного
гока).
Защита турбины при снижении
давления масла в системе регулиро-
вания (за насосом-регулятором)
осуществл яеч ся электрогндр авли чс-
скпм реле давления 19, которое ав-
томатически включает пусковой мас-
ляный электронасос 20 Это проис-
ходит каждый раз при останове
турбины. Если пусковой электрона-
сос по каким-либо причинам не
включится, дальнейшее снижение
тавленпя вызовет срабатывание бы-
строзапорных устройств приводов
стопорных клапанов и обратных
клаланов-захлопок, если они были
открыты.
7.3. СТОПОРНЫЕ КЛАПАНЫ
Как уже отмечалось, стопорный
клапан в системе зашиты предназ-
начен для быстрого прекращения
подачи пара в турбину при возник-
новении аварийных ситуаций. С по-
мощью стопорного клапана осуще-
ствляется также пуск большинства
турбин КТЗ путем постепенного его
открытия до момента вступления в
работу системы регулирования ча-
стоты вращения ротора. Только пос-
ле этого стопорный клапан может
быть открыт полностью Стопорным
клапаном осуществляется и плано-
вый останов турбины.
С целью упрощения компоновки
и уменьшения объема пара, содер-
жащеюся между стопорным и регу-
лирующими клапанами, стопорный
клапан обычно крепят непосредст-
венно к клапанной коробке парорас-
пределения. На турбинах, предназ-
наченных для привода питательных
насосов, воздуходувок котла круп-
ных энергоблоков, у которых паро-
136
распределение выполнено в виде
двух отдельно расположенных дрос-
сельных клапанов, каждый со сво-
им подводом острого пара, стопор-
ный клапан установлен перед тур-
биной на фундаменте.
На рис. 7.2 показан стопорный
клапан турбины ПТ-25-90/10М. Эта
конструкция является типовой для
большинства турбин КТЗ. Стопор-
ный клапан состоит из двух основ-
ных частей: собственно парового
клапана и привода с быстрозапор-
ным устройством Литой стальной
корпус I клапана боковым фланцем
крепится к клапанной коробке тур-
бины. Сверху к нему присоединяет-
ся фланец трубопровода свежего
пара. В корпусе клапана установле-
ны крестовина 2, паровое сито 3,
предотвращающее попадание в про-
точную часть турбины случайных
предметов, и запрессовано седло 6,
выполненное в виде диффузора для
снижения потерь давления в клапа-
не. Снизу в корпус запрессована на-
правляющая втулка 8, в которой пе-
ремещается шток 7. Во втулке име-
ется внутренняя кольцевая проточ-
ка, из которой по радиальному свер-
Рис 72 Стопорный клапан турбины ПТ 25 90/1ОМ
137
ленвю в корпусе через клапан (на
рисунке не показан) пар отсасыва-
ется из уплотнения штока.
На штоке сверху за одно целое
с ним выполнен разгрузочный кла-
пан 4 и подвешен основной клапан
5. При перемещении штока вверх
вначале открывается разгрузочный
клапан, через который пар поступа-
ет в турбину. Полностью открытый
разгрузочный клапан обеспечивает
расход пара, необходимый для вы-
вода турбины на холостой ход. По-
скольку диаметр разгрузочного кла-
пана сравнительно небольшой, уси-
лие, необходимое для его открытия,
невелико. Когда же турбина выйдет
на холостой ход и вступит в работу
система регулирования частоты вра-
щения, регулирующие клапаны при-
кроются, перепад давлений до и пос-
ле основного клапана значительно
уменьшится, т. е. произойдет его
разгрузка. Теперь клапан можно
будет открыть, не прилагая больших
усилий, благодаря чему привод сто-
порного клапана можно выполнить
сравнительно небольших размеров.
Шток клапана соединен со шпин-
делем 10 привода при помощи муф-
ты 9, у которой наружный кониче-
ский поясок притерт к соответствую-
щему пояску на нижнем торце втул-
ки 8 и является верхним упором для
штока при движении его в сторону
открытия клапана. Во время работы
турбины, когда стопорный клапан
полностью открыт, пояски на муфте
и втулке будут сомкнуты, что ис-
ключает утечку пара через зазор
между штоком и втулкой.
Привод стопорного клапана с
быстрозапорным устройством разме-
щен в корпусе 18. который фланцем
присоединен к корпусу клапана.
Шпиндель 10 привода завинчен по
резьбе в хвостовик масляного кла-
пана 14 и уплотнен в нем пробкой
15. В расточке корпуса привода ус-
тановлен поршень 13, который вы-
полнен в виде втулки н имеет снизу
на торце уплотнительный поясок,
притертый к пояску масляного кла-
пана и расположенный на диаметре
большем, чем диаметр расточки в
138
корпусе. Выступающий на поршне
13 бурт входит в проточку между
фланцами крышки 16 и корпуса 18.
Эта проточка ограничивает ход
поршня в корпусе привода до 3 мм.
Положение поршня относительно
проточки можно контролировать по
указателю 20.
Перед открытием стопорного
клапана необходимо вначале взве-
сти его привод вращением штурва-
ла по часовой стрелке или включе-
нием электропривода 19 на закры-
тие клапана. Через коническую пе-
редачу, состоящую из малой шестер-
ни 11 и большой шестерни 12, вра-
щение передается шпинделю 10.
Масляный клапан 14, застопорен-
ный от вращения в корпусе шпон-
кой, сжимая пружину 17, перемеща-
ется по резьбе на шпинделе вверх
до соприкосновения своим уплотни-
тельным пояском с пояском на пор-
шне 13, а затем поднимает поршень
до упора его бурта в корпус привода
18, как показано на рис. 7.2. Стрел-
ка указателя положения поршня
передвинется к нижней отметке
шкалы В В этом положении приво-
да стопорный клапан закрыт и нахо-
дится во взведепном состоянии.
Если теперь в камеру под кла-
паном 14 подать масло из линии си-
стемы защиты, то на поршень 13
будет действовать направленное
вниз усилие Рп-
Р„=
а на масляный клапан 14 — направ-
ленное вверх усилие Р«:
4
где р — давление масла в линии си-
стемы защиты; Da— диаметр кла-
пана; Df — диаметр поршня.
Тогда действующее на масляный
клапан с поршнем при замкнутых
поясках результирующее усилие
Р, Р„-P. = ^D',,
4
будет направлено вверх.
Теперь чтобы открыть стопорный
клапан, необходимо вращать штур-
вал против часовой стрелки или
включить электродвигатель привода
на открытие. Масляный клапан от
перемещения вниз будет удержи-
ваться усилием Рр масла, и поэтому
шпиндель 10 начнет перемещаться
вверх по резьбе вместе со штоком 7
в сторону меньшего усилия, дейст-
вующего на разгрузочный клапан 4
от давления пара. Когда разгрузоч-
ный клапан полностью откроется,
турбина выйдет на холостой ход и
вступит в работу система регулиро-
вания. Регулирующие клапаны при-
кроются, что приведет, как отмеча-
лось выше, к разгрузке основного
клапана 5 и он также начнет от-
крываться. Подъем парового клапа-
на будет продолжаться до упора
муфты 9 своим коническим пояском
в притертый поясок на втулке 8,
При дальнейшем вращении шпинде-
ля 10 через привод движение его
вверх прекратится, и тогда, преодо-
левая усилие масла Рр, начнет пере-
мещаться вниз масляный клапан
вместе с поршнем 13 При этом уси-
лие масла Рп должно прижимать
поршень притертым пояском к кла-
пану, не допуская отрыва от него
из-за заеданий. Перемещение мас-
ляного клапана вниз совместно с
поршнем возможно только на 1,5—
2,0 мм, после чего он остановится,
так как, перемещаясь по резьбе,
дойдет до упора в бурт на нижнем
конце шпинделя 10. Этот ход приго-
няется при заводской сборке приво-
да, и его можно контролировать по
указателю положения поршня 20
При полностью открытом клапане
стрелка указателя положения дол-
жна находиться в средней части
шкалы Р (не доходить до верхней
отметки Я).
При срабатывании какого-либо
механизма защиты давление под
клапаном /4 упадет из-за переклю-
чения потоков масла в том механиз-
ме, который сработал. Под действи-
ем пружины 17 масляный клапан
вначале будет перемещаться вниз
вместе с поршнем 13. а затем, когда
поршень станет на упор в крышку
16, оторвется от него и далее аста-
тически будет двигаться вниз до
полного закрытия стопорного клапа-
на. Если после этого вновь восста-
новить давление масла в линии си-
стемы защиты перед стопорным
клапаном, он не сможет открыться,
так как через разомкнутые пояски
масляного клапана и поршня масло
будет свободно сливаться в бак.
Чтобы вновь открыть стопорный
клапан, необходимо вначале взвести
быстрозапорное устройство, как
описано выше, а затем после восста-
новления давления масла в линии
системы защиты начать открывать
клапан. Таким образом, стопорный
клапан нельзя открыть без предва-
рительной подачи масла из линии
системы защиты турбины. Следова-
тельно, пуск турбины не может быть
произведен до включения пускового
насоса и приведения в рабочее со-
стояние всех механизмов системы
защиты.
Для контроля положения стопор-
ного клапана на муфте 9 штока
имеется указатель в виде тарелки,
а на корпусе привода—шкала. Кро-
ме того, предусмотрены концевые
выключатели для подачи электриче-
ского сигнала на дистанционный
пульт управления о положения кла-
пана (открыт или закрыт).
Стопорные клапаны подобной
конструкции изготавливаются заво-
дом на проходные сечения по пару
до диаметра 200 мм. Турбины малой
мощности без дистанционного уп-
равления имеют стопорные клапаны,
оборудованные только ручным при-
водом. До 1958 г. турбины КТЗ
комплектовались стопорными клапа-
нами без уплотнения парового што-
ка в направляющей втулке. Конст-
рукция такого стопорного клапана
подробно описана в [28].
Стопорные клапаны турбин,
предназначенных для привода пита-
тельных насосов и воздуходувок
крупных энергоблоков, существенно
отличаются от рассмотренного сто-
порного клапана энергетических
турбин. Так как приводные турбины
139
обычно работают на получаемом из
отбора главной турбины паре с низ-
кими параметрами, то для пропуска
необходимого расхода пара требуют-
ся клапаны с большим проходным се-
чением (РУ—400 мм и более). Кро-
ме того, для удобства обслужива-
ния в эксплуатации привод с быст-
розапорным устройством размеща-
ется не снизу паровой части, а свер-
ху. Это, в свою очередь, потребова-
ло принятия конструктивных мер
для предотвращения попадания
масла из привода на горячие по-
верхности паровой части клапана.
В стопорном клапане приводной
турбины Р-11-15/ЗП в качестве за-
порного органа применен двухсе-
дельный клапан, позволяющий кон-
структивно просто и более эффек-
тивно разгрузить клапан от паро-
вых усилий. Однако, как уже отме-
чалось, основным недостатком двух-
седельного клапана является труд-
ность в обеспечении плотности за-
порного органа по обоим его поса-
дочным пояскам. Это связано как
с технологическими трудностями,
так и с условиями работы клапана:
высокими температурой и давлени-
ем свежего пара. По этой причине в
унифицированной серии приводных
турбин для энергоблоков 500, 800 и
1200 МВт был применен односе-
дельпый стопорный клапан, конст-
рукция которого показана на
рис. 7.3 В корпусе / запрессовано
седло /7 и установлено паровое си-
го 14 Односедельный клапан 16 в
виде тарелки с крышкой подвешен
на штоке 13. На конце штока за од-
но целое с ним выполнен разгрузоч-
ный клапан 15, позволяющий при
закрытых регулирующих клапанах
турбопривода разгрузить основной
клапан от паровых усилий Шток
при полностью открытом паровом
клапане самоуплотняется в направ-
ляющей втулке 12 за счет притер-
тых конических поясков на самом
штоке и на торце втулки, установ-
ленной в крышке 2. Таким образом,
при работе турбопривода протечки
пара по штоку отсутствуют. Шток
клапана через шаровое сочленение
ИО
11, нижнюю траверсу 3, тяги 4,
верхнюю траверсу 10 и шток 8 сое-
динен с поршнем сервомотора 5,
размещенным в корпусе привода 9.
Сервомотор имеет односторонний
подвод масла под поршень. Сверху
на поршень действуют усилия двух
пружин 6 и 7.
Перемещение поршня сервомото-
ра и, следовательно, управление
стопорным клапаном осуществляют-
ся отсечным золотником 20 с ры-
чажной обратной связью. Отсечной
золотник имеет масляный клапан 21
в виде дифференциального золотни-
ка, который меньшим диаметром
входит во внутреннюю полость зо-
лотника, а большим перемещается
во втулке 19 На меньшем диаметре
имеются окна, при открытии кото-
рых внутренняя полость отсечного
золотника соединяется со сливом в
бак. На разрезе А—А рис. 7 3 жир-
ными линиями показаны внутренние
тдравлические связи, выполненные
в корпусе привода 9.
Перед открытием стопорного
клапана необходимо вначале взве-
сти быстрозапорпое устройство при-
вода Для этого нужно с помощью
штурвала 24 или дистанционно от
электродвигателя (на рисунке не
показан) через шпиндель 23, ры-
чажную передачу и шток 22 пере-
местить отсечной золотник в край-
нее верхнее положение. При этом
окна на клапане 21 перекроются от-
сечным золотником с небольшой пе-
рекрышей, как показано па рисун-
ке. Если теперь к стопорному кла-
пану подать давление масла из ли-
нии системы зашиты турбопривода,
то этим давлением поршень 26 пе-
реместится вниз и верхней своей
кромкой откроет окна во втулке 27
для перепуска масла через трубку
29 к отсечному золотнику, а нижней
кромкой перекроет сливные окна из
нижней полости сервомотора. Когда
масло поступит к отсечному золот-
нику и через него в верхнюю по-
лость над клапаном 21, последний
из-за разности диаметров под дав-
лением масла переместится вниз до
упора в притертый торец золотника
Рис. 13. Стопорный клапан унифицированной серии приводных турбин для энергоблоков 500, 800 н 1200 МВт.
/- масло из линии системы защиты турбопривода; II слив масла в бак. Ill —вода для охлаждения
При этом перекрыта на окнах кла-
пана увеличится, а притертый поя-
сок исключит протечки через зазор
и возможность заноса клапана шла-
мом из масла во время работы.
В этом положении привод взведен.
Если теперь с помощью привода пе-
ремещать отсечной золотник вниз,
его нижний регулирующий поясок
верхней кромкой начнет открывать
окна во втулке 19 и масло из линии
системы защиты поступит под пор-
шень сервомотора. Поршень, пере-
мещаясь вверх, в сторону открытия
парового клапана, через рычаг об-
ратной связи 18 будет возвращать
отсечной золотник в так называе-
мое среднее положение, когда окна
во втулке будут полностью перекры-
ты нижним регулирующим пояском
золотника. При перемещении отсеч-
ного золотника от среднего положе-
ния вверх, он нижней кромкой регу-
лирующего пояска будет открывать
окна, соединяя полость под порш-
нем сервомотора со сливом в бак.
Под действием усилий пружин 6 и 7
поршень будет перемещаться вниз
на закрытие парового клапана до
тех пор, пока обратная связь не воз-
вратит отсечной золотник в среднее
положение. Таким образом, гидрав-
лическим приводом можно осущест-
влять регулируемое открытие и за-
крытие стопорного клапана.
При срабатывании системы за-
щиты давление масла перед стопор-
ным клапаном упадет и поршень 26
усилием пружины 28 переместится
вверх, перекроен окна подвода мас-
ла к отсечному золотнику и откроет
сливные окна из нижней полости
сервомотора. Поршень сервомотора
под действием обеих пружин быстро
переместится вниз на закрытие па-
рового клапана. Одновременно с за-
крытием парового клапана масля
ный клапан 21 отсечного золотника
под действием своей пружины 25
откроет сливные окна. После этого,
если вновь восстановить давление
масла в линии системы защиты пе-
ред стопорным клапаном, он не от-
кроется, так как масло через кла-
пан отсечного золотника будет сли-
142
ваться в бак, не создавая достаточ-
ного давления под поршнем серво-
мотора, чтобы можно было открыть
паровой клапан.
Чтобы масляный привод не на
гревался от парового корпуса, в
нижней части корпуса привода име-
ется буферная полость, охлаждае-
мая проточной водой.
7.4. ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ-ЗАХЛОПКИ
В турбоустановках с отборами
пара на линиях отборов устанавли-
вают обратные клапаны-захлопки с
гидравлическими быстрозапорными
устройствами. Клапаны-захлопки
предотвращают обратный поток па-
ра в турбину из коллектора питае-
мых ими сетей или теплообменни-
ков Конструктивно клапаны-за-
хлопки применяют двух типов: с эл-
липтическим или цилиндрическим
запорным органом. По первому типу
изготавливаются клапаны-захлоп-
ки на Ду=1000 и 600 мм, устанав-
ливаемые на теплофикационных от
борах пара, по второму типу—на
Dy—400 мм и .меньше
Все захлопкп имеют гидравличе-
ский привод от сервомотора с одно-
сторонним подводом масла к его
поршню. При подаче масла к серво-
мотору из линии системы защиты
турбины поршень, сжимая пружину,
взводится и дает возможность та-
релке захлопки открыться под воз-
действием потока пара из турбины.
Если давление масла на подводе к
захлопке упадет, например, при сра-
батывании защиты турбины, за-
хлопка под воздействием пружины
сервомотора, а также парового уси-
лия на тарелку захлопки, в случае
возникновения обратного потока па-
ра закроется. При перемещении на
закрытие поршень должен вытес-
нить масло из рабочей полости сер-
вомотора через подводящий трубо-
провод. Это замедляет провесе за-
крытия захлопки- Чтобы повысить
быстродействие сервомоторов кла-
панов-захлопок, устанавливаемых
на линиях производственных и теп-
лофикационных отборов, их снаб-
Рис 7 4 Клапан-зах.'юпка КЗ 10ОО
жают гидравлическими ускорителя-
ми. При закрытии захлопни через
ускоритель осуществляется допол-
нительный слив масла из-под порш-
ня сервомотора по трубопроводу
большого диаметра непосредствен-
но в дренажный бак, благодаря че-
му поршень быстро перемещается
на закрытие.
На рис 7.4 показана конструк-
ция клапана-захлопки на £>» =
— 1000 мм. В этом клапане тарелка
захлопки 3 и уплотнительный поя-
сок на седле 2 выполнены в форме
эллипса. Корпус 1 клапана-захлоп-
ки состоит из двух частей, соединен-
ных между собой косым, под углом
15° к вертикали, разъемом. В месте
разъема установлено седло. Тарел-
ка захлопки с запрессованным уп-
лотнительным кольцом 4 закрепле-
на с помощью шпонок на оси 15,
расположенной внутри потока, вы-
ше горизонтальной осп корпуса.
Один конец оси уплотнен крышкой
14, а другой выходит наружу через
сальник 16 На наружном конце оси
жестко на квадрате закреплен ры-
чаг 5, соединенный через серьгу 6
и шток 7 с сервомотором привода
Сервомотор состоит из корпуса S,
поршня 10 и пружины 9. На крыш-
ке сервомотора установлены конце-
вые выключатели (на рисунке не
показаны), при помоши которых на
гцит управления подается сигнал о
положении поршня сервомотора, а
следовательно, и захлопки. Снизу к
сервомотору крепится ускоритель, в
корпусе 11 которого размешен пор-
шень 12 с пружиной 13. Поршень ус-
корителя перемещается на рабочий
ход астатически. В своих крайних
положениях он или открывает под-
вод масла в полость под поршень 10
сервомотора, чтобы захлопка могла
открыться потоком пара, или при
срабатывании системы защиты тур-
бины соединяет эту полость со слив-
ным трубопроводом 17, обеспечивая
143
достаточное быстродействие серво-
мотора при принудительном закры-
тии заХЛОПКИ-
7.5. РЕГУЛЯТОРЫ БЕЗОПАСНОСТИ
ПО ПРЕДЕЛЬНОЙ ЧАСТОТЕ
ВРАЩЕНИЯ РОТОРА
Серьезную опасность для турби-
ны представляет разгон ее ротора
за предел допустимой частоты вра-
щения, когда напряжения в роторе
могут достигнуть такого уровня, при
котором не обеспечивается его проч-
ность. Чаще всего разгон турбины
возникает при сбросе электрической
нагрузки и отключении генератора
от сети, когда система регулирова-
ния частоты вращения ротора из-за
недостаточно высоких динамических
качеств не успевает вовремя при-
крыть регулирующие клапаны, а
также в случае отказа в работе ка-
кого-либо элемента этой системы.
Поэтому защите турбины по частоте
вращения ротора придается особое
значение, и главное здесь — обеспе-
чение высокой ее надежности и до-
статочного быстродействия.
В качестве датчиков защиты по
частоте вращения чаще всего ис-
пользуют астатические механиче-
ские центробежные регуляторы без-
опасности, устанавливаемые непо-
средственно в радиальном сверлении
вала турбины. Применяют также
астатические гидравлические регу-
ляторы безопасности и электриче-
ские устройства, выполняемые с
различными принципами действия
(тахометрические, емкостные, ин-
дукционные) .
Механические центробежные ре-
гуляторы безопасности с автомати-
ческим затвором. На рис. 7.5, а
изображен сдвоенный бойковый
(пальцевый) регулятор безопасно-
сти турбины ПТ-25-90/10М. Для
большей надежности в одном свер-
лении вала 7 установлены два рас-
положенных диаметрально противо-
положно регулятора. Боек 3 усили-
ем пружины 6 прижат к штифту 5,
закрепленному во втулке (корпусе)
/ и проходящему через овальные от
верстия в стержне бойка. Ход бойка
во втулке с одной стороны ограни-
чен штифтом, а с другой — нижним
горцем втулки. Этот ход выбирают с
таким расчетом, чтобы конец бойка
при срабатывании выходил за ок-
ружность вала на 4—6 мм и ударом
по рычагу автоматического затвора
вызывал его срабатывание. От хода
бойка зависит перестановочная си-
ла, которая действует на него при
срабатывании регулятора и должна
быть достаточной для преодоления
сил трения при перемещении бойка
Рис. 7.5. Механические регуляторы безопасности турбины ПТ-25-90/10М
144
и для поворота подпружиненного
рычага автоматического затвора.
Центробежная сила бойка Рч оп-
ределяется соотношением
Р0 = тч?г,
где т — масса бойка; а — угловая
скорость; г — расстояние от центра
массы бойка до оси вращения рото-
ра (эксцентриситет).
При перемещении бойка из ис-
ходного положения наружу, за ок-
ружность вала, его центр массы бу-
дет удаляться от оси вращения рото-
ра на расстояние рабочего хода Дхц
следовательно, будет возрастать и
центробежная сила, действующая '«а
боек. Для регуляторов безопасности
при срабатывании не так важен аб-
солютный прирост центробежной
силы бойка, как относительный к то-
му ее значению, которое имелось
при достижении валом предельной
угловой скорости Опр. Это отноше-
ние имеет вид
ст<опр ОН-М) г-гДа-i
mwnP г “ г
отсюда следует, что относительный
прирост центробежной силы зависит
от того, какую долю от первоначаль-
ного эксцентриситета г составляет
ход бойка Дхь Например, если до-
пустить, что ход бойка Axi равен
первоначальному расстоянию его
центра массы от оси вращения
(Axj==r), то центробежная сила
бойка при срабатывании регулятора
в конце хода возрастет в 2 раза, и,
наоборот, если ход бойка составляет
малую долю эксцентриситета г, от-
носительный прирост силы будет ма-
лым, хотя по абсолютной величине
при значительной массе бойка юн
может быть достаточно большим.
Следовательно, для регуляторов без-
опасности желательно, чтобы рабо-
чий ход бойка и первоначальный
эксцентриситет его были хотя бы
близкими по размерам.
Если для упрощения не учиты
вать центробежную силу вращаю-
щейся пружины, в исходном поло-
жении регулятора центробежная си-
ла бойка при достижении предель-
ной угловой скорости «пр уравнове-
шивается силой пружины Рп-
та>пР г ^--Ра, или тсорр г~ сх2,
где с — жесткость п ружины; xs —
предварительное поджатие пру-
жины.
После перемещения бойка на ра-
бочий ход сила пружины Р'п будет
равна
Р„ =с(х->4 ДхО-
Разность между центробежной си-
лой бойка после его перемещения
на рабочий ход и силой пружины
Р'п является перестановочной силой
S бойка:
Я1®5р (г + Дх,) — с (Хг Ч- Дх,) = S.
Для обеспечения работоспособности
регулятора эта разность должна
быть только положительной. При
этом надо стремиться, чтобы отно-
сительный прирост усилия пружины
после срабатывания регулятора был
как можно меньше. Отношение си-
лы пружины после перемещения
бойка на рабочий ход к ее первона-
чальному установочному усилию
равно
РГ._ с (x.+ A-rt) _ Хв + Д*!
Р„ СХй *2
Анализируя полученное отношение,
можно сделать заключение о том,
что относительный прирост усилия
пружины будет тем меньше, чем
меньшую долю составляет рабочий
ход бойка Axi от предварительного
поджатия пружины х2. Так как ра-
бочий ход бойка не может быть при-
нят слишком малым, целесообраз-
нее установить пружину с достаточ-
но большим, но удовлетворяющим
условиям прочности и устойчивости
предварительным поджатием с со-
хранением усилия пружины неиз-
менным. Чтобы выполнить эти ус-
ловия, пружина регулятора безопас-
ности должна быть выбрана мягкой,
т. е. с малой жесткостью.
После того как регулятор без-
опасности сработал и стопорный
клапан закрыл доступ пара в турби-
ну, частота вращения ротора через
145
10 Зак 2044
некоторое время начнет уменьшать-
ся, Сначала центробежная сила бой-
ка сравняется с силой пружины Р'«,
а затем боек астатически перемес-
тится в исходное (рабочее) положе-
ние, Частота вращения, при которой
боек возвратится в исходное поло-
жение, называется восстанавливаю-
щей частотой регулятора безопас-
ности. Для энергетических турбин
необходимо, чтобы восстанавливаю-
щая частота вращения пв регулято-
ра безопасности была больше номи-
нальной п0. Если это условие не вы-
полнено, то после гидравлического
опробования регулятора его нельзя
вернуть в исходное положение без
отключения генератора от сети.
Теперь можно оценить преиму-
щества и недостатки двух вариантов
конструкций регуляторов безопасно-
сти, изображенных на рис. 7.5, а и б.
Оба эти регулятора предназначены
для турбин типа ПТ-25-90/10М.
Сдвоенный регулятор безопасности
(вариант а) устанавливался на тур-
бинах до 1980 г., потом он был заме-
нен на одинарный (вариант б). Ос-
новное преимущество первого вари-
анта состоит в том, что в одном
сверлении вала установлено два ре-
гулятора безопасности, что повыша-
ет надежность защиты без примене-
ния второго автоматического затво-
ра. Однако это преимущество созда-
ло и ряд трудностей при проектиро-
вании регулятора. Так как боек на-
ходится по одну сторону от оси вра-
щения ротора, было сложно распо-
ложить центр его массы как можно
ближе к этой оси. Пришлось выпол-
нить стержень бойка малого диамет-
ра с тонкими стенками. Чтобы в мо-
мент срабатывания получить доста-
точный относительный прирост цен-
тробежной силы, ход бойка был уве-
личен до 10 мм, а чтобы обеспечить
приемлемую перестановочную силу,
пришлось установить мягкую пру-
жину с большим начальным поджа-
тием и, следовательно, высоким
напряжением.
При проектировании одинарного
регулятора безопасности (вариант
б) таких трудностей не возникало, и
146
по сравнению со сдвоенным он имеет
лучшие характеристики и более
прост по конструкции. Как уже от-
мечалось, замена на турбине двух
регуляторов безопасности на один
привела к необходимости введения
дополнительной электрической за-
щиты по предельной частоте враще-
ния ротора.
Обе конструкции регулятора
безопасности позволяют окончатель-
но собрать регулятор до его уста-
новки в вал турбины, используя
втулку 1 как корпус, и отрегулиро-
вать поджатие пружины с помощью
дистанционного кольца 4. Такая
конструкция регулятора безопасно-
сти дает также возможность произ-
вести проверку срабатывания его на
специальном стенде до установки в
ротор турбины. На турбине подна-
стройка регулятора на срабатыва-
ние при предельной частоте враще-
ния осуществляется завинчиванием
или вывинчиванием его из резьбово-
го отверстия вала с помощью специ-
ального ключа. При этом изменяет-
ся положение центра массы бойка
относительно оси вращения ротора
при неизменной силе пружины регу-
лятора, Если завинчивать регулятор
в вал, центробежная сила бойка бу-
дет уменьшаться и срабатывание
произойдет при большей частоте
вращения, и, наоборот, если вывин-
чивать — то при более низкой час-
тоте вращения.
На резьбе, по которой регулятор
безопасности завинчивается в вал,
с торца втулки на равных расстоя-
ниях по окружности выполнены ка-
навки для стопорения его после на-
стройки винтом 2. Поворот регуля-
тора на один промежуток между
смежными канавками соответствует
определенному изменению частоты
вращения при срабатывании, кото-
рое для удобства настройки указы-
вается в инструкции по обслужива-
нию. Настройка регулятора произ-
водится через специальный люк в
крышке подшипника.
Согласно ПТЭ регуляторы безо-
пасности должны периодически про-
веряться на срабатывание. Наибо-
Рис. 76 Автоматический затвор турбины ПТ-25-60/ЮМ
I - из линии нагнетания насоса регулятора за обрата им клапаном (общая с линией
лее полной является проверка с по-
вышением частоты вращения ротора
турбины, однако она требует отклю
чения генератора от сети и приня-
тия необходимых мер предосторож
ности. С целью увеличения сроков
между такими проверками регуля-
тора безопасности в промежутках
между ними проводят расхаживание
бойка во втулке с помощью гидрав-
лического воздействия на него без
повышения частоты вращения (гид-
равлическое опробование регулято-
ра безопасности). Для этого через
специальный клапан по центрально-
му отверстию в вале под боек пода-
ется масло под давлением. Созда-
ваемое им дополнительное усилие,
действующее на боек, в сочетании с
центробежной силой преодолевают
усилие пружины, и боек срабатыва-
ет. После прекращения подачи мас-
ла боек возвращается в исходное
положение. Одновременно при рас-
хаживании бойка осуществляется
смазка его трущихся поверхностей.
Ю*
Автоматический затвор. Регуля-
тор безопасности при срабатывании
механически воздействует на авто-
матический затвор, а он, в свою оче-
редь, переключает потоки масла в
линии системы защиты и вызывает
закрытие стопорного и обратных
клапанов. Так как автоматический
затвор функционально связан с ре-
гулятором безопасности, они распо-
лагаются в непосредственной близо-
сти друг от друга, в плоскости, пер-
пендикулярной оси вращения рото-
ра В турбинах КТЗ местом для ус-
тановки регулятора безопасности и
автоматического затвора обычно яв-
ляется передний подшипник турби-
ны.
В качестве типового на рис. 7.6, а
показан автоматический затвор тур-
бины ПТ-25-90/10М. В бронзовой
втулке 7 перемещается золотник 5.
На наружной поверхности втулки
имеются проточки, соединенные с
внутренней полостью отверстиями
К крайней слева проточке через
147
крышку переднего подшипника 9
подведено масло из линии нагнета-
ния насоса-регулятора или пусково-
го насоса. Из средней проточки мас-
ло поступает в линию системы защи-
ты турбины. Крайняя справа проточ-
ка наклонными сверлениями в
крышке 9 соединена с дренажной
камерой подшипника турбины, из
которой масло сливается в бак.
В положении, изображенном на
рис. 7.6, автоматический затвор
взведен и масло от насоса через
втулку и золотник проходит в линию
системы защиты. Когда сработает
регулятор безопасности 1, он своим
бойком при вращении ротора ударит
по рычагу 2 и заставит его повер-
нуться вокруг оси 3. При этом зуб 20
освободит золотник 5, который иод
действием пружины 16 переместится
во втулке 7 на рабочий ход. В ре-
зультате произойдет переключение
потоков масла: перекроются отвер-
стия питания линии системы зашиты
от насоса и откроется слив из этой
линии в дренажную камеру подшип-
ника.
Автоматический затвор может
сработать не только под воздействи-
ем регулятора безопасности, но и от
руки при нажатии на кнопку 15.
При этом шток б повернет рычаг 2
вокруг оси 3 в том же направлении,
как при ударе от бойка регулятора
безопасности.
После того как автоматический
затвор сработал, перед его взводом
необходимо убедиться, что частота
вращения ротора упала ниже часто-
ты вращения восстановления регу-
лятора безопасности. Для взвода
нужно нажать рукой на колпак 14 и
перемещать его вместе с золотником
5, сжимая пружину 16, до тех лор,
пока рычаг 2 под действием пружи-
ны 4 зубом 20 не зацепится за упор
на золотнике и будет удерживать
его в этом положении.
В зависимости от направления
вращения ротора и расположения
автоматического затвора в крышке
подшипника (справа или слева от
ротора) рычаг 2 выполняется раз-
148
личной конструкции. На рис. 7.6, б
показан вариант исполнения рычага
при вращении ротора против часо-
вой стрелки. В варианте а ось рыча-
га закреплена в неподвижной втул-
ке 7, в варианте б — на конце золот-
ника 5, и поэтому рычаг, чтобы
удержать золотник во взведенном
положении, своим зубом зацеплен
за уступ крышки 8.
Чтобы во время гидравлического
расхаживания бойка регулятора без-
опасности не сработал автоматиче-
ский затвор и система защиты не
остановила турбину, затвор снабжен
устройством для его отключения.
Оно состоит из маховика 12, на ко-
тором закреплены кольцо 13 и ука-
зательная стрелка 11. Кольцо на
торце имеет два диаметрально рас
положенных выступа, а колпак 14
на поверхности соприкосновения с
кольцом — соответственно два паза.
Когда стрелка с маховиком находит-
ся на отметке против надписи на
шкале 17 «Работа», выступы кольца
располагаются над пазами колпака
и не мешают золотнику с колпаком
перемещаться на полный рабочий
ход 18 мм (рис. 7.6, вид Л). Если
маховик повернуть так, чтобы стрел-
ка находилась на отметке шкалы
«Испытания», ход золотника будет
ограничен расстоянием между бур-
том колпака и выступом на кольце
маховика. При таком малом ходе
(6 мм) золотник не может переклю-
чить потоки масла в автоматиче-
ском затворе и система защиты тур-
бины не сработает. Маховик 12 в
двух своих положениях фиксируется
подпружиненной защелкой 10. Во
время эксплуатации турбины авто-
матический затвор всегда должен
находиться в положении «Работа».
Для возможности контроля на за-
творе установлен микропереключа-
тель 18, который подает электриче-
ский сигнал при переводе автомати-
ческого затвора в положение «Ис-
пытание». Замыкание и размыкание
контактов микропереключателя осу-
ществляются винтом 19, установлен-
ном на маховике.
7.6 РЕЛЕ ДАВЛЕНИЯ
Для контроля параметров турбо-
установки, связанных с измерением
давления, в системах зашиты широ-
кое применение получили электро-
гидравлические и гидравлические
реле. Электрогидравлические реле
давления используют для автомати-
ческого включения стояночных, ава-
рийных, пусковых и резервных мас-
ляных электронасосов; они также
могут выдавать электрический сиг-
нал на аварийный останов турбины.
На рис. 7.7 показана конструкция
электрогидравлического реле, пред-
назначенного в основном для авто-
матического пуска аварийного элек-
тронасоса в случае недопустимого
падения давления масла в линии си-
стемы смазки подшипников Реле
рассчитано на сравнительно малое
давление (до 0,1 МПа).
Гидравлическая часть реле со-
стоит из корпуса 5, крышки 8 и
поршня 6. На поршне, в нижней его
части, имеются два пояска, один из
которых притерт к соответствующе-
му пояску на крышке, а второй —
на корпусе. Пояски на поршне вы-
полнены на разных диаметрах. Ход
поршня в корпусе определяется рас-
стоянием между разомкнутыми по-
ясками Диаметры поясков D, и В2
выбраны с таким расчетом по отно-
шению к диаметру поршня Dn, что-
бы выполнялось условие Di<.Dn<
<О2.
Поршень при отсутствии давле-
ния масла под ним усилием пружи-
ны 7 прижат своим пояском к
крышке 8, как это показано на ри-
сунке. Натяжение пружины регули-
руется винтом 9. Если под поршень
через овальный фланец в крышке. 8
подвести масло, его давление будет
действовать на площадь, ограничен-
ную нижним пояском поршня. При
повышении давления масла насту-
пит такой момент, когда сила, дей-
ствующая на поршень, сначала срав-
няется с усилием пружины, а потом
произойдет отрыв поясков. Масло
проникнет в нижнюю полость кор-
пуса, и его давление будет действо-
Рис 7 7 -Электрогидравлкческое реле вклю-
чения аварийного электронасоса
вать на площадь поршня с диамет-
ром D„. Так как диаметр поршня
Di, больше наружного диаметра
нижнего пояска Dlt то усилие масла
на поршень резко возрастет. Под
действием этого избыточного уси-
лия поршень переместится вверх на
рабочий ход до соприкосновения с
верхним пояском на корпусе. Как
только это произойдет, давление
масла будет действовать на пло-
щадь, ограниченную верхним пояс-
ком поршня. Снова резко возрастет
усилие на поршень, так как внутрен-
ний диаметр верхнего пояска £>2
больше диаметра поршня D„. Избы-
точной силой поршень прижмется к
пояску в корпусе и перекроет про-
течку масла в дренажную полость
реле через зазор между поршнем и
корпусом. Отсутствие постоянной
протечки в зазоре исключает воз-
можность заноса его шламом из мас-
ла, и, следовательно, повышает на-
дежность реле. В верхнем положе-
нии поршень своим штоком 3 наж-
мет на кнопку встроенного в реле
электрического переключателя 2 и
разомкнет его контакты. В этом по-
149
ложении реле будет находиться во
время работы турбины (реле взведе-
но) при нормальном давлении мас-
ла на подводе. Электрическая часть
реле отделена от масляной крыш-
кой 4 и закрыта колпаком 1.
При аварийном снижении давле-
ния масла пружина оторвет поршень
от верхнего пояска в корпусе. Как
только это произойдет, направленное
вверх усилие от масла на поршень
резко упадет из-за уменьшения пло-
щади, на которую будет действо-
вать давление масла и поршень бы-
стро переместится до упора в ниж-
ний поясок на крышке 8. Шток пор-
шня освободит кнопку электрическо-
го переключателя, его контакты пе-
реключатся и реле выдаст электри-
ческий сигнал, который использует-
ся для запуска насоса.
Чтобы при срабатывании реле
обеспечить достаточные для надеж-
ности перестановочные усилия, необ-
ходима малая жесткость пружины.
Перестановочные силы при ходе
поршня вверх и вниз также зависят
от разности диаметров поясков на
поршне (Dj и Di). С увеличением
этой разности они растут. Однако
при этом увеличивается разрыв
между давлением, при котором реле
взводится (момент перемещения
поршня вверх), и давлением сраба-
тывания реле (момент перемещения
поршня вниз). Чтобы реле взводи-
лось автоматически, давление мас-
ла, при котором происходит отрыв
поршня от нижнего пояска в крыш-
ке, должно быть ниже минимально-
го рабочего.
Для периодических проверок
срабатывания реле и автоматиче-
ского включения стояночного или
аварийного электронасосов на тур-
бинах последних выпусков пре-
дусмотрено специальное устройство,
схема которого показана на
рис. 7.7. При проверке реле кла-
пан 10 на подводе масла из линии
системы смазки необходимо за-
крыть. Затем, медленно открывая
второй клапан 12, установленный на
сливе масла из реле в бак, по мано-
метру 11 следят за давлением, при
150
котором сработает реле и включится
электронасос. После проверки надо
закрыть клапан на сливе и полно-
стью открыть клапан на линии под-
вода масла к реле.
Для автоматического включения
пускового масляного электронасоса
в случае падения давления в систе-
ме регулирования применяют элек-
трогидравлнческие реле на давление
до 1,0 МПа. В качестве измерителя
давления в таких реле используют
как поршень с притертыми пояска-
ми, так и сильфон. Электрическая
часть реле, так же как и у описанно-
го, состоит из встроенного в него
стандартного переключателя.
Гидравлические реле в системах
защиты турбин непосредственно
воздействуют на быстрозапорные
устройства стопорных и обратных
клапанов, заставляя их сработать
на закрытие. К ним относятся реле
захлопок, реле давления в системе
смазки. В гидравлических реле от-
сутствует электрическая часть, а
поршень с притертыми поясками,
выполненными как в элсктрогидрав-
лическом реле, является не только
измерителем давления, но и испол-
нительным органом, осуществляю-
щим переключение потоков масла в
системе защиты. С этой целью на
цилиндрической поверхности порш-
ня имеются специальные проточки с
регулирующими кромками, а во
втулке, в которой он перемещается,
выполнены перепускные отверстия.
7.7 РЕЛЕ ЗАКРЫТИЯ
РЕГУЛИРУЮЩИХ КЛАПАНОВ
И ПОВОРОТНЫХ ДИАФРАГМ
Для закрытия регулирующих
клапанов и поворотных диафрагм
при срабатывании системы защиты
турбины применяют специальное
гидравлическое реле. Конструкция
такого реле для турбин с двумя ре-
гулируемыми отборами пара показа-
на на рис. 7.8. Основными деталями
его являются втулка 2, золотник 3 и
пружина 4. Реле крепят в корпусе
блока регулирования 1 с помощью
крышки 5 и упорной втулки 6. Втул-
ка 2 проходит через три камеры
корпуса и в каждой из них имеет
окна, соединяющие камеры с внут-
ренней расточкой втулки. Каждая
камера блока регулирования подсое-
динена к одной из трех проточных
импульсных линий сервомоторов па-
рораспределений ЧВД, ЧСД и ЧНД.
Внутренней расточкой втулка выхо-
дит в четвертую камеру корпуса
блока, соединенную с линией нагне-
тания насоса-регулятора. К золотни-
ку реле через отверстия в упорной
втулке 6 подведено масло из линии
системы защиты турбины.
При нормальной работе турбины
золотник своим буртом прижат ко
втулке силой пружины и давлением
масла из линии системы защиты.
В этом положении все окна во втул-
ке перекрыты поршеньками золотни-
ка, как показано на рисунке. Когда
сработает какой-либо механизм си-
стемы защиты турбины и давление
в лей упадет, золотник под действи-
ем давления масла в камере, соеди-
ненной с линией нагнетания насоса-
регулятора, переместится влево на
рабочий ход и откроет все три ряда
окон во втулке. Масло из линии наг-
нетания насоса-регулятора поступит
во все три проточные импульсные
линии системы регулирования. Дав-
ление в них резко повысится, что
вызовет перемещение сервомоторов
на закрытие регулирующих клапа-
нов и поворотных диафрагм паро-
распределений турбины.
Перекрыши oj, «2, а3 выбраны
такими, что окна во втулке будут
открываться золотником в опреде-
ленной последовательности, чтобы
первым начал закрываться сервомо-
тор ЧВД, а затем сервомоторы ЧСД
и ЧНД.
Таким образом, закрытие регу-
лирующих органов парораспределе-
ний турбины по сигналу системы за-
щиты организовано путем дополни-
тельного питания проточных им-
пульсных линий маслом от насоса-
регулятора. Так как проточные им-
пульсные линии имеют свои регули-
руемые сливные окна, для повыше-
ния давления в этих линиях требу-
Рис. 7 8. Реле закрытия регулирующих кла-
панов турбин ПТ-25-90/10М, ПТ-12-90/ЮМ
ПТ 12-35/1 ОМ
ется значительный дополнительный
расход масла от насоса-регулятора
через реле. При выбеге турбины с
уменьшением частоты вращения ро
тора давление за насосом-регулято-
ром будет падать, а следовательно,
оно будет снижаться и в проточных
импульсных линиях. Когда давле-
ние в них упадет ниже номинально-
ю значения, регулирующие клапаны
и поворотные диафрагмы парорас-
пределений вновь откроются. Одна-
ко это не отразятся на надежности
защиты, так как, если после откры-
тия регулирующих клапанов и пово-
ротных диафрагм частота вращения
турбины почему-либо начнет возрас-
тать (например, из-за того, что при
срабатывании защиты не закрылся
полностью стопорный клапан или
клапан-захлопка), реле снова при-
кроет их. При восстановлении дав-
ления в линии системы защиты реле
автоматически взводится.
Аналогичное по конструкции ре-
ле закрытия регулирующих клапа-
нов и поворотных диафрагм приме-
няется на турбинах с одним регули-
руемым отбором пара, имеющих два
сервомотора парораспределения и
151
Рис 7.9 Реле закрытия регулирующих кла
панов турбин Р-4-20/2ТК, P-2J5-2O/2TK-
соответственно две проточные им-
пульсные линии.
В турбинах с одним парораспре-
делением (турбины конденсацион-
ные и с противодавлением) предпоч-
тительнее применять реле закрытия
регулирующих клапанов с другим
способом воздействия на систему
регулирования. Конструкция такого
реле показана на рис. 7.9. В отличие
от описанного реле устанавливается
в крышке переднего подшипника
турбины 4 и располагается в том
месте, где по верхней плоскости
крышки подшипника проходит ка-
нал, по которому масло проточной
импульсной линии ПОДВОДИТСЯ под
отсечной золотник блока регулиро-
вания 5. В этом месте канал пере-
крывается перегородкой, чтобы мас-
ло на пути к отсечному золот-
нику предварительно прошло через
реле.
Когда к реле через крышку 1 бу
дет подведено давление масла из
линии системы защиты турбины, зо-
лотник 3 переместится во втулке 2
до упора в пробку 8, как показано
на рисунке. При этом правым своим
поршеньком он откроет проход мас-
ла из проточной импульсной линии
через реле к отсечному золотнику,
а левым закроет окна в камеру, сое-
диненную с линией нагнетания насо
са-регулятора и пускового насоса.
Если сработает защита турбины, а
следовательно, упадет давление мас-
ла на подводе к реле, золотник под
действием пружины 7 и давления
масла в проточной импульсной ли-
нии переместится влево до упора в
крышку. При этом он правым пор-
шеньком перекроет окна подвода
масла из импульсной линии, а ле-
вым откроет окна, через которые
масло из линии нагнетания насоса-
регулятора или пускового насоса по-
ступит под отсечной золотник. Рез-
кое повышение давления иод отсеч-
ным золотником вызовет перемеще-
ние поршня сервомотора на закры-
тие регулирующих клапанов паро-
распределения турбины. Так как
после срабатывания реле масло к
отсечному золотнику будет посту-
пать не только от н асоса-pei ул ято-
ра, но и от пускового насоса, регу-
лирующие клапаны турбины оста-
нутся закрытыми до полного остано-
ва турбины. Применение этого реле
не требует дополнительного расхода
масла, так как полость под отсеч-
ным золотником не имеет сливных
окон
При восстановлении давления в
линии системы защиты турбины ре-
ле автоматически взводится. Для
отключения его от системы защиты
предназначен специальный винт 6,
с помощью которого золотник пере-
мещается и фиксируется в крайнем
правом положении
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
СИСТЕМЫ МАСЛОСИАБЖЕНИЯ
8.1. основные ТРЕБОВАНИЯ
В зависимости от типа турбины в си-
стемах маслосиабжения КТЗ применяется,
как правило, масло марки Т-22 или Т-46
по ГОСТ 32-74. Применение масел других
марок или их заменителей (например,
ОМТИ), а также присадок к указанным
маслам с целью улучшения их эксплуата-
ционных качеств должно быть согласовано
с КТЗ во избежание выхода из строя под-
шипников, уплотнений и элементов систем
регулирования и защиты.
В процессе эксплуатации масло следует
очищать от механических примесей, пода-
вать всем потребителям при определенных,
необходимых для их нормальной работы
давлении и температуре, оно должно обла-
дать определенной вязкостью, кислотно
стью, не должно вызывать коррозию дета-
лей турбины, иметь достаточно высокую
температуру вспышки и т п Эти свойства,
в особенности устойчивость против окисле
иия, способность зашиты от коррозии, про-
тивоамульсноиные качества, должны сохра-
няться или претерпевать незначительные
изменения в течение продолжительного
срока работы турбины. Средний срок служ
бы турбинного масла принимается два года.
Состояние масла следует проверять ре
гулярно независимо от появления или от-
сутствия признаков нарушения нормально-
го режима работы системы маслосиаб-
жения
Согласно ПТЭ при кислотном числе от
0,2 мг КОН и полной прозрачности масло,
залитое в систему, должно подвергаться
сокращенному анализу нс реже I раза в
2 мес; а при превышении кислотного числа
0,2 мг КОН или при наличии и масле шла
ма и воды — 1 раз в 2 нед. Это обеспечи-
вает выявление ухудшения качества масла,
в том числе устойчивости против окисления
и антикоррозийных свойств, и позволяет
своевременно принять меры для восстанов-
ления или замены масла
Изменение свойств масла в основном
связано с аэрацией, нагревом, обводнением
и загрязнением Аэрация приводит к вспе-
ниванию масла и еще большему захвату
(увлечению) воздуха Из-за наличия воз-
духа в масле теряется его несжимаемость,
что при достижении определенной концент-
рации воздуха в масле приводит к потере
устойчивости работы системы регулирова-
ния [9]. Воздух отрицательно влияет также
на работу подшипников турбин, увеличива-
ет коррозию деталей и является одной из
основных причин старения (окисления)
масла. Ухудшается при этом также смазы-
вающая способность масла и повышается
эмульсиообразование Для предотвращения
этого в системах маслосиабжения предус-
матриваются меры для уменьшения захва-
та воздуха маслом и по улучшению деаэ-
рации масла в маслобаках. Скорость уда-
ления воздуха в маслобаке зависит от вяз-
кости масла, а следовательно, от его темпе-
ратуры, причем воздушные пузырьки
всплывают на поверхность быстрее в мас-
лах более низкой вязкости и при более вы-
соких температурах. Концентрация возду-
ха в масле может колебаться в пределах
от 0,75 до 4 объемных долей, %. Для нор-
мальной работы турбин КТЗ концентрация
воздуха в чистом отсеке маслобака должна
быть не более 1 %- Для измерения воздухе
содержания масла применяют различные
способы [9]. Наиболее простым из них яв-
ляется сравнение объемов, занимаемых
маслом, в момент взятия пробы из масло-
системы V' и после его отстоя V”. По раз-
ности этих объемов и определяют воздухо-
содержапие ф=(У'—V")IV'. Такой способ
хотя и не обеспечивает высокой точности
измерений, но вполне достаточен для конт-
роля воздухосодержания масла и выявле-
ния его влияния на работу системы регу-
лирования и других элементов турбоуста-
новки
При включении пускового насоса, ког-
да вся масляная система еще заполнена
воздухом, следует поднять давление мас-
ла за насосом до нормального и вы-
держать 15—20 мин, чтобы имеющийся
воздух успел выйти из системы масло-
снабжения
В борьбе с обводнением масла счита-
ются полезными замена, ремонт или рекон-
струкция неисправных лабиринтовых уплат
нений, установка пароотбойных колец до-
статочной высоты и уплотнений в корпусах
подшипников, устранение возможных fie
плотностей в маслоохладителях и др
При эксплуатации турбины в масле на-
капливаются вода, шлам, органические кис-
лоты, механические примеси и другие про-
дукты старения масла, которые приводят к
необходимости периодической очистки и
восстановления масла, либо замены его сне-
жим. Наиболее распространенными спосо-
бами очистки масла являются отстой, сепа-
рация, фильтрация, обработка различными
сорбентами и др
Сепарацией достигается очистка масла
от воды и механических примесей, если их
плотность превышает плотность масла
Для очистки масла применяют фильт-
ры грубой и тонкой «чистки Так как по
мере загрязнения фильтров сопротивление
прохождению масла увеничивается, необ-
ходимо следить по перепаду давлений (или
уровней) за состоянием фильтров, своевре-
менно заменять загрязненные фильтрующие
153
элементы чистыми, очищать
вать их.
Регенерацией отработавшего масла на-
зывается процесс восстановления его пер-
воначальных свойств, т. е. процесс удале-
ния из масла продуктов окисления и смо-
листых веществ (продуктов старения мас-
ла) сорбентами Для улучшения процесса
регенерации отработавшего масла предва-
рительно необходимо из него сепаратором
удалить воду и механические примеси. При
этом нельзя брать масло для регенерации
от насоса-регулятора с последующим сбро-
сом его в масляный бак, так как это ириве
дет к срыву инжектора и затем к срыву
насоса-регулятора, в результате чего турби-
на будет остановлена. Для регенерации сле-
дует забирать масло из масляного бака
специальным насосом и после регенерации
возвращать его в масляный бак
Число и протяженность маслопроводов
в системах регулирования и маслоснабже-
ния турбин КТЗ сокращены до минимума
благодаря тому, что блок регулирования
устанавливают на корпусе переднего под-
шипника, который одновременно является
корпусом насоса-регулятора, и все соедине-
ния между ними выполняют непосредствен,
но через соответствующие отверстия в
крышке переднего подшипника и блока ре-
гулирования, т. е. практически беа масло-
проводов, что существенно повышает по-
жаробезопасность установки От корпуса
переднего подшипника отходят только два
маслопровода высокого давления подаю
щий масло в сопло инжектора или к мас-
лоохладителям н подводящий силовое мас-
ло к сговорному клапану и реле закрытия
регулирующих клапанов и два маслопро-
вода низкого давления: для подачи масла
от инжектора в линию всасывания насоса-
регулятора и дли подачи масла от стояноч-
ного или аварийного насоса к переднему
опорно-упорному подшипнику (там, где
этот подвод предусмотрен). Значительно
сокращены также маслопроводы вспомога-
тельных и пусковых механизмов. Это до-
стигается благодаря тому, что они сблоки-
рованы в один узел, расположенный в
маслобаке. Остальные маслопроводы (низ-
кого дивления и дренажные) принадлежат
системе смазки Их протяженность зависит
от числа и расположения подшипников
турбоустановки.
Из-за использования масла существует
опасность возникновения пожара в случае
попадания его на поверхности турбоуста-
новки, имеющие температуру выше темпе-
ратуры воспламенения масла (370—380 еС).
Поэтому для повышения пожарной безопас
ности турбоустановки все горячие поверх
ности, находящиеся вблизи маслопроводов,
следует покрывать поверх изоляции метал-
лической обшивкой. С эгой же целью при
эксплуатации турбины нужно вести посто-
янное наблюдение за состоянием маслопро-
водов и их фланцевых соединений и свое
временно устранять выявленные дефекты
(на остановленной турбине) -
154
промы-
8.2. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ
МАСЛОСНАБЖЕНИЯ
На турбинах КТЗ применяют в основ-
ном два варианта принципиальной схемы
маслоснабжения:
с подключением маслоохладителя к ли-
нии нагнетания инжектора и подачей масла
на подшипники непосредственно после мас-
лоохладителя;
с подключением маслоохладителя к ли-
пин нагнетания насоса-регулятора и пода-
чей масла на подшипники после маслоохла-
дителя через диафрагму, дросселирующую
давление масла до 0,05—0,1 МПа (0.5—
1 кгс/см*).
На рис 8.1, в приведена схема масло-
снабжения с подключением маслоохлади-
теля к линии нагнетания инжектора. Мас-
ло подается от главного масляного насоса
центробежного типа 5, установленного не
посредственно на валу турбины или выпол
ненного за одно целое с ним, что сущест-
венно повышает надежность работы систе-
мы маслоснабжения. Даже в случае отказа
резервного (пускового) маслонасоса при
останове агрегата подшипники будут в ка-
кой-то степени обеспечиваться маслом от
главного масляного насоса, продолжающего
вращаться на выбеге ротора.
Пуск турбины. Маслоснабжение турбо-
агрегата при пуске осуществляется пуско-
вым масляным насосом 27 с электро- или
турбоприводом, всасывающая часть которо
го всегда находится под уровнем масла в
баке, благодаря чему исялючается возмож-
ность срыва насоса. В качестве пускового
обычно применяют зубчатый электромасло-
насос Необходимое давление за ним обес-
печивается настройкой сбросного клапана
блока 28, которым избыточное количество
масла отводится на всасывание пускового
масляного насоса В случае использования
для пускового пасоса турбопривода он
снабжается регулятором давления масла
прямого действия, который поддерживает
требуемое давление масла за турбонасосом,
а также обеспечивает включение и отключе-
ние его при пуске и останове турбины. От
пускового насоса 27 масло поступает череа
обратный клапан блока 28 в сопло масло-
струйного инжектора 36. От инжектора,
пройдя через маслоохладитель 40, масло
поступает во всасывающую полость насоса-
регулятора 5, а также через обратный кла-
пан 45 и фильтр 44 в систему смазки под-
шипников 16—20, 43, расход масла в кото-
рые регулируется дроссельными диафраг-
мами 8. 11—15. Так как средний нагрев
масла в подшипниках при оптимальном его
расходе составляет 10—12 °C, а допусти-
мым нагрев масла принимается 12—15 °C,
то масло в подшипниках нагренается до
55—65 X.
От пускового насоса через находящий-
ся в нижнем положении отсечной золотник
системы регулирования масло поступает в
верхнюю полость сервомотора блока рету-
лирования 3, который при этом полностью
открывает регулирующие клапаны, и в си-
стему защиты к автоматическому затвору
41. дистанционному выключателю 42, к бы
строзапорному устройству стопорных кла
панов 1, реле закрытия регулирующих кла-
панов 2 и к реле осевого сдвига 7 через
дроссельную диафрагму 6.
При использовании для привода пуско-
вого насоса электродангателя устанавлива-
ют реле давления 39, которое обеспечивает
включение и отключение пускового насоса
при пуске и останове турбины.
При работе пускового насоса давление
масла за инжектором и, следовательно, на
всасывании насоса-регулятора, а также в
линии смазки подшипников устанавливает-
ся примерно на 0,05—0,07 МПа выше, чем
при работе насоса регулятора, что объясня-
ется существенным уменьшением расхода
масла от инжектора в режиме пуска.
При пуске турбины по мере повышения
частоты вращения ротора давление масла,
развиваемое насосом-регулятором Б, повы-
шается и при определенном давлении про-
исходит отключение пускового насоса (для
насоса-регулятора с р,о—Дао=0,88 МПа
Роткл=0,77-?-0,8] МПа, для насоса-регуля
тора с Дю—Дм=0,59 МПа р<,ткл=0,54ч-
—0,57 МПа). Обратный клапан 4 открыва-
ется, реле давления масляного насоса 39
останавливает пусковой насос 27 и его об-
ратный клапан в блоке 28 закрывается
(давлением масла шар обратного клапана
прижимается к нижнему седлу). Обратный
клапан блока 28 предотвращает слив мае
ла от насоса-регулятора 5 через пусковой
насос 27 в дренажный бак 25
При первом пуске турбины после мои
тажа или капитального ремонта осуществ
ляется промывка системы маслоснабження
(см. § 10 2) На всасывании насоса ре
гулигора устанавливают фильтрующую сет
ку, с которой турбина должна эксплуати-
роваться в течение всего периода пускона
ладочных работ.
Работа турбины. После отключения пу-
скового насоса маслосиабжение обеспечн
вается главным масляным насосом-регул я
тором 5. От насоса регулятора масло высо-
кого даиления по внутренним каналам в
корпусе подшипника двумя потоками (че-
рез обратный клапан 4 и минуя его) посту
пает в блок регулирования 3, а также к ре
ле осевого сдвига 7 через дроссельную
диафрагму б и п автоматический затвор 41.
Из автоматического затвора 41 масло через
дистанционный выключатель 42 полается к
быстрозапорным устройствам стопорных
клапанов 1 и к реле закрытия регулирую
щих клапанов 2. Кроме того, через обрат
ный клапан 4 масло высокого давления по
ступает на сопло инжеатора 36, из которо-
го оно вытекает с большой скоростью и
подсасывает масло из бака 35 В камере
смещения инжекгора оба погока масла пе
ремешиваются, и в диффузоре инжектора
36 за счет преобразования кинетической
156
энергий давление подсасываемого масла пб
вышастся до 0,1—0,17 МПа в зависимости
от типа турбины От инжекгора масло по
ступает в маслоохладители 40 После мас-
лоохладителей масло разделяется на два
потока, один из них поступает на всасыва-
ние главного масляного насоса 5, а другой
проходит через обратный клапан 45, кото-
рый отсекает аварийную линию смазки,
масляный фильтр 44 и с давлением около
0,05—0,07 МПа подается на смазку под-
шипников турбины, генератора и возбуди-
теля. Смазка переднего опорно-упорного
подшипника турбины при нормальной ра-
боте турбоустановкп осуществляется мас-
лом, протекающим по внутренним каналам
из линии нагнетания главного масляного
насоса регулятора Обратный клапан 9 не
пропускает масло высокого давления от на-
соса-регулятора в линию смазки подтип
ников. Для контроля давления в линии
смазки подшипников к ней подключено ре-
ле пуска 31 стояночного 26 и аварийного
23 насосов. К линии высокого давления
подключено реле давления 39 пускового на-
соса В случае аварийного падения давле-
ния в этих линиях включаются соответст-
вующие масляные насосы.
Сливы масла из блока регулирования
направлены во всасывающую линию глав-
ного масляного насоса-регулятора. Поэтому
при сбросах (набросах) нагрузки, когда
расход масла в систему регулирования рез
ко возрастает, режим смазки не нарушает-
ся Сливы масла из подшипников, стопор-
ных клапанов и всех элементов защиты на-
правлены в основной масляный бак 35
Останов турбины. По мере снижения
частоты вращения ротора турбины при ес
останове давление масла, развиваемое глав-
ным масляным насосом регулятором, пада-
ет При снижении давления в линии высо-
кого давления до 0,67—0,74 МПа (при на-
сосе регуляторе с рц>—рг(1=0,88 МП а) или
0,44—0,49 МПа (при насосе регуляторе с
рю—р»о=0,59 МПа) реле давления 39
включает пусковой насос 27, обратный кла
пан блока 28 открывается, обратный кла-
пан 4 главного масляного насоса-регулято-
ра закрывается, предотвращая слив масла
от пускового насоса через насос-регулятор
Пусковой насос подает масло при давлении
около 0,78 или 0,54—0,57 МПа (в зависи-
мости от давления насоса-регулятора) в
линию высокого давления до обратного
клапана 4 н полностью заменяет главный
масляный насос регулятор при останове
турбины
Стояночный масляный насос 26 подает
масло только в линию смазки подшипни-
ков и создает в ней давление, не превыша-
ющее 0,1 МПа В связи с этим он может
быть использован только для обеспечения
смазки подшипников турбины, генератора
и возбудителя при аварийном останове тур
бины или при проворачивании ротора тур-
бины валоповоротным устройством. В слу-
чае снижения давления в системе смазки
до 0,03—0,04 МПа (в зависимости от типа
турбины) подается звуковой и световой
предупредительные сигналы. При дальней
шем аварийном снижении давления до
0,025—0,035 МПа (в зависимости от типа
турбин) срабатывает реле пуска 31 ава-
рийного насоса, которое включает стояноч
ный насос и дает импульс на останов тур
бины. Обратный клапан 45 отсекает маги
сграль, идущую на маслоохладители, и
масло подается только на смазку подшип
ников, в гом числе через дроссельную шай
бу в и обратный клапан 5, и на смазку
переднего опорно-упорного подшипника
турбины.
При неисправности сгояночиого насоса
пли отсутствии напряжения переменного
тока автоматически или вручную включа
ется аварийный масляный насос 23, кото-
рый питается от аварийной сети постоянно-
го тока и подает масло в систему смазки с
давлением, не преаышаюшим 0,1 МПа, что
обеспечивается настройкой сбросного кла
пана блока 23
Обратные клапаны блоков сбросных и
обратных клапанов 21 и 22, установленные
на нагнетательных маслопроводах стояноч-
ного и анарийного масляных насосов, пред
отвращают протечки масла при работе его
яночного насоса через аварийный насос и,
наоборот, при работе аварийного насоса —
через стояночный насос
Обратный клапан блока 28, включен
ный в нагнетательный маслопровод пуско-
вого насоса 27, и обратные клапаны 9 и 45
позволяют держать блоки насосов 27, 26.
23 при работе главного насоса-регулято
ра 5 с открытой задвижкой 34 на всасыва
ющем маслопроводе, т е подготовленными
к пуску в случае возникновения аварийной
ситуации Во время пуска, нормальной ра-
боты или останове турбины запорная за-
движка 34 должна быть открыта н в от-
крытом положении опломбирована
Из дренажного бака 25 масло автома
тическн перекачивается в основной масля-
ный бак 35 Импульс на включение перека-
чивающего насоса 29 при предельно высо-
ком уровне масла или на отключение его
при предельно низком уровне масла полает
реле уровня 24
Рабочее масло к валоповоротному уст
ройству 10 подается из основного масля
кого бака шестеренчатым насосом 37, вса-
сывающая труба которого опущена под
нижний допустимый уровень масла. Дав
ление за насосом устанавливается настрой-
кой сбросного клапана 38 Реле пуска стоя-
ночного и аварийного насосов 31 подсоеди-
няется к напорному маслопроводу смазки.
Клапаны 30 и 32 позволяют изменять дав-
ление масла поступающего к реле пуска
31, без изменения давления в системе
смазки. Это дает возможность проверить
включение стояночного и аварийного насо-
сов смазки на работающей турбине. Вода и
шлам, скапливающиеся в масляном баке
35. периодически удаляются через трубу с
задвижкой 33
Избыточное давление масла в системе
смазки подшипников считается нормальным,
если оно равно 0,05—0,07 МПа, а на неко
торых типах турбин 0,1—0,18 МПа Ско-
рость масла в напорных маслопроводах
принимается I—1,5 м/с, а в сливных — око-
ло 0,5 м/с на половинное сечение, т е. обес-
печивается спокойный безнапорный слив
масла В згом случае пена свободно уда
ляется н не происходит подтапливания под
шнпников и заполнения их пеной. Фланцы
разобранного маслопровода надо обвязы-
вать чистыми подрубленными салфетками
или глушить специальными пробками. При
установке прокладок не следует наносить
шеллак толстым слоем, так как при затяж-
ке фланца часть шеллака выжимается
внутрь трубы и образует там капли, кото
рые быстро засыхают и легко обламывают-
ся Увлеченные потоком масла, такие ча-
стицы могут засорить отверстия системы.
При зачистке фланцев перед сборкой нуж-
но следить за тем, чгобы частицы счищае
мой старой прокладки не попали внутрь
трубы или узла регулирования. Внутренний
диаметр прокладок, устанавливаемых на
фланцах маслопровода, должен быть боль-
ше, чем внутренний диаметр трубы, во из-
бежание размыва выступающей части про
кладки
Все частицы с определяющим разме
ром1 до 0,06 мм должны отфильтровы
ваться. так как диаметральный зазор в зо-
лотниках и сервомоторах принимается
и=0,08-5-0,12 мм. Исходя из опыта эксплу-
атации турбин КТЗ, предельно допустимая
степень фильтрации масла 0,|5—0,2 мм
В тех случаях, когда нет возможности
обеспечить достаточно малое сопротивление
маслоохладителя и фильтра, применяется
схема маслоснабжения с установкой масло-
охладителя на линии нагнетания иасоса-ре-
гулятора (рис 8.1,6). Маслоохладитель
подсоединяется в схеме (рис. 8.1. а) по точ
кам А, Б, В, Г, Д, Е вместо маслоохлади
теля, установленного за инжектором. Те
перь при работе пускового насоса 27 (или
насоса-регулятора 5) все масло проходит
через маслоохладитель 40. Затем часть его
с пониженным в маслоохладителе давлени-
ем идет на сопло инжектора 36, а другая
часть проходит через дроссельную диафраг
МУ 46, снижающую давление до 0,05—
0,1 МПа. и через обратный клапан 45 и
фильтр 44 поступает в линию смазки, а
на турбине типа ПТ-25-90/10М н к водород-
ному уплотнению генератора. Отвод масла
к уплотнению генератора выполняется или
после диафрагмы 46 или до нее На линии
подачи масла к уплотнению генератора
устанавливается дроссельная диафрагма,
при помощи которой осуществляется под
регулировка расхода масла на уплотнение
генератора с учетом расположения точки
отбора масла. В остальном работа систе-
1 Определяющим размером называется
меньший из трех габаритов частицы.
157
мы маслосиабжения по схеме рис. 8.1,6
протекает так же, как по схеме рис. 8.1, а.
В связи с тем что по схеме рис. 8.1,6
на всасывание насоса-регулятора поступает
масло с более высокой температурой, чем
по схеме рис. 8.1. а. иногда наблюдается по-
вышение температуры масла за передним
опорно упорным подшипником 43 Для сни-
жения этой температуры некоторое количе-
ство холодного масла после маслоохладн
теля 40 подается через дроссельную тна-
фрагму 47 в линию всасывания насоса-ре-
гулятора. Линия рециркуляции показана
штриховой линией на рис. 8.1.6
На некоторых турбоустаиовках не пред-
усмотрен стояночный насос 26 и отсутству-
ет дренажный бак 25. а пусковой насос 27
и аварийный насос 23 устанавливают на
крышке основного масляного бака 35.
Разность давлений в линиях нагнетания
и всасывания насоса-регулятора при номи-
нальной частоте вращения ротора турбопри
вода составляет 0,88—0,98 МПа (9—
10 кгс/см2) в зависимости от типа турбины
Система маслосиабжения турбаны для
привода питательного насоса совмещена с
системой маслоснабження главной турбины
и дополнена своими масляным насосом-ре-
гулятором, пусковым масляным электрона-
сосом, реле останова пускового насоса н
реле давления масла в системе смазка. Пу
скопой насос работает только при пуске,
обеспечивая маслом быстрозапорное уст
ройство стопорных клапанов, и подает мас-
ло в сервомотор блока регулирования, чем
обеспечивает полное открытие регулирую-
щих клапанов. Отвод теплоты, выделяемой
при работе пускового насоса, осуществляет
Ся благодаря сливу масла из линии от пу
скового насоса через дроссельную диафраг-
му 11 (см. рис. 5.11) в сливную магистраль
централизованной системы маслосиабжения
главной турбоустановки IV. При работе
турбины теплота, выделяемая в насосе-регу-
ляторе и упорном подшипнике, отводится
сливом масла не только аз переднего опор-
ного подшипника, но н из линии / через
дроссельную тиафраг.му 9 в сливную маги-
страль. Масло на смазку заднего подшипни-
ка турбины и редуктора подается аз линии
Ilf через дроссельную диафрагму 10 (систе-
ма маслосиабжения турбины Р-11-15/ЗП)
8.3. ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ
МАСЛОСИАБЖЕНИЯ
Масляный бак. На рис. 82 представле-
на одна из конструкций масляных баков,
применяющихся на турбинах КТЗ (бак тур
бины ПТ 25-90/10). В баке масло осво-
бождается от пузырьков воздуха и газа,
подвергается очистке от посторонних вклю
чений и отстаивается. С этой целью объем
масляного бака по опыту эксплуатации
турбин на электростанциях выбирается та
ким, чтобы масло находилось в нем не
менее 5—7 мни. Скорость старения масла с
увеличением объема бака уменьшается.
Дальнейшее увеличение емкости масляной
системы и количества находящегося в ра-
боте масла увеличивает пожарную опас-
ность, лишь немного улучшая работу ба-
ка и уменьшая скорость старения масла.
Масляный бак сварен из стальных ли
стов Жесткость бака обеспечивается швел-
лерами 2, приваренными к его стенкам
Для удобства обслуживания и чистки бака
в верхнем листе предусмотрены крышки 6,
которые ставят на прокладках из прок.ча
ючного киртона. Подъем бака осуществля-
ется за четыре ципфы 3 Дно масляного
бака имеет уклон в сторолу сливной тру
бы 7, через которую периодически удаляет
ся скопившаяся вода и шлам, а через па-
трубок, врезанный в эту трубу, масло мо-
жет подаваться на очистку и регенерацию.
Диаметр трубы 7 и соответственно задвиж
ки на вей выбирают из условия, чтобы в
аварийном случае масло могло быть слито
из маслосистемы турбоустаиопки в специ
альную емкость электростанции не более
чем за 10—15 мни, причем по нормам,
утвержденным Минэнерго СССР, диаметр
сливного маслопровода не должен превы-
шать 350 мм [19]. Заполнение бака свежим
маслом и периодическое его пополнение
производятся через специальный сетчатый
фильтр /б с фланцем 17, который можно
вынимать для чистки Фильтр закрыт за-
глушкой. поставленной на прокладке из
прокладочного каргона. Все пространство
масляного бака разделено на три отсека
приемный, промежуточный и чистый. Мас
ло из подшипников турбины, генератора и
Рнс. 82. Бак масляный
ХМ —реальный фланец подвода масла вл системы смазки подшипников к реле
158
/4 15
возбудителя сливается через специальные
отверстия в приемный отсек бака на спе-
циальные сетки, установленные на рамках,
где оно частично отстаивается от пены, а
мелкая сетка, кроме того, препятствует ув-
лечению воздуха потоком масла вглубь ба-
ка. Для меньшего насыщения воздухом и
вспенивания слив масла выполнен под его
уровень, но не слишком глубоко, чтобы
пузырьки воздуха успели выйти на поверх-
ность при прохождении масла от приемно-
го до чистого отсека. При температуре
50 °C метровый столб турбинного масла
марки Т-22 полностью освобождается от
воздушных пузырьков за 240—250 с, если
кислотность масла не превышает 0,1 мг
КОН на I г масла. С увеличением кислот
ностн масла скорость выделения воздуха
замедляется, а время полного удаления
воздуха увеличивается [9]. В масляном
баке и на его крышке размещены устрой-
ства систем маслоснабжения н зашиты 9,
13, 20—22, сливы из которых направлены
в масляный бак
Из приемного отсека масло поступает
в воздухоотделитель 15 (промежуточный
отсек), который представляет собой три-
надцать изогнутых под углом 150° сталь
ных листов 14. К этим листам под углом
60° приварен ряд проволок, образующих
решетку. Масло, проходя через воздухоот-
денитель, освобождается на решетке от
пузырьков воздуха н газов, которые затем
поднимаются вверх к крышке бака и отво
дятся через сапун /, установленный на
крышке бака 6. При необходимости отвод
газов из масляного бака может быть орга
пизоваи принудительно отсосом газов через
отверстие, прикрытое заглушкой 12, с по-
мощью центробежного вентилятора.
На турбоустановках КТЗ установлено
по два масляных фильтра 4, включенных
параллельно, с возможностью отключения
любого из них во время работы, если их
сетки недопустимо засорятся. Сигналом
для згого служит недопустимое возраста-
ние разности давлений до и после фильтра.
Нс следует допускать такого загрязнения
сеток фильтров, расположенных в баке, ко-
торое способно вызвать разницу уровней
масла в соседних отсеках бака, превыша-
ющую 30—50 мм. Обычно фильтры грубой
очистки 11 имеют сетки с размером ячей-
ки 0,5X0.5 мм, а фильтры тонкой очистки
8 — 0,25X0,25 мм. Для определения уровня
масла устанавливают указатель уровня 10,
который обычно размещается с праной
стороны бака, но предусмотрена его уста-
новка и слева Масло во всасывание бло-
ка насосов (пускового, сгояночиого и ава-
рийного) забирается из левого чистого от-
сека бака. К фланцу IX исясылающей тру-
бы припарена труба 5 с отверстиями, за-
крытая донышком сверху, чтобы исключить
засасывание из верхних слоев масла, насы-
щенного пузырьками воздуха Из этого же
отсека через масляный инжектор 23 масло
поступает во всасывающую полость насоса-
регулятора и на смазку подшипников (на
турбоустановках, у которых смазка под-
шипников осуществляется маслом низкого
давления), а также на всасывание масля-
ного насоса водородного уплотнения геие-
рагора (для турбин типа ПТ 25-90/10) и
шестеренчатого масляного насоса валопо-
воротного устройства, всасывающая труба
19 которого опущена под нижний уровень
масла и уплотнена в крышке масляного ба-
ка сальником 18
Кроме основного масляного бака на
турбоустановке типа ПТ-25-90/10 дополни-
тельно устанавливают дренажный бак, в
который собираются протечки и сливается
масло из узлов турбоустаиовки, располо
женных ниже основного масляного бака
(например, из сервомоторов захлопок от-
боров) На крышке дренажного бака рас-
полагается блок пускового, стояночного и
аварийного насосов
При корошей организации масляных
потоков и умеренной кратности циркуля-
160
Таблица 8.1 Характеристики инжекторов
11с11<мненве
Характеристика 1 2 » 6 7
Давление масла перед соплом инжектора рс, МПа 0,84 0,93 0,93 0,69 0,64 0.64 0,49 0,98 0,49 0,78 0,93
Давление масла за ин- жектором, МПа 0,11 0,14 0,14 0,10 0,15 0,12 0,08 0,165 0,10 0.10 0,06
Расход масла через сопло, л/с 2.22 2.8 2,1 1,97 2,2 2,2 1,92 3,35 2,36 6.5 1,6
Количество подсасы- ваемого масла, л/с 3,5 3,4 2,7 2.7 1,47 2,0 2,5 2,8 2,3 8,5 3,5
Диаметр сопла d|, мм 8 9 7.8 8,4 8,8 9 9 9,65 10 J4.5 7
Диаметр горловины d2, мм 26 26 22,5 22,5 19 22.5 21 26 22,5 45,3 25
Расстояние от сопла до горловины /|, мм 32 32 34 26 27 35 19 36 25 94 67
Марка масла Т-22 Т-22 1-22 Т-22 Т-22 Т-22 Т-22 Т-22 Т-22 Т-22 Т-46
цни* (до 10) можно..................
ной работы масла. При подсчете кратности
циркуляции количество масла, сливаемого
из импульсных линий системы регулирова-
ния и из маслосбрасывающих клапанов,
следует учитывать с коэффициентом 0,5.
Это оправдано тем, что масло, не работав-
шее в подшипниках турбины, т. е. не нагре-
вавшееся и не соприкасавшееся с возду-
хом, не требует охлаждения н деаэрации
128] С учетом этого обстоятельства крат-
ность циркуляции. 1/ч, определяется следу-
ющей формулой.
достигнуть длитель-
где Ця —часовой расход масла, проходяще-
го через маслоохладитель; — часовой
расход масла, сливающегося из системы ре
гулирования, реле осевого сдвига, масло-
сбрасывающих клапанов; V —вместимость
масляной системы (бака, маслоохладите
лей и маслозаводов), залитой маслом
Масляный инжектор (рнс. 8.3, с) пред
назначен для создания избыточного давле-
ния в линии всасывания главного масляно
го насоса регулятора, а на многих турбо-
установках и для подачи масла в систему
смааки подшипников К соплу /, располо-
женному в приемной камере, подводится
рабочее масло, подаваемое от насоса
В эту же приемную камеру из масляного
бака поступает инжектируемое масло. Вы
ходящая из соила струя увлекает ннжектв
руемое масло и, смешиваясь с ним, посту-
пает в цилиндрическую камеру смешения.
Там происходит обмен кинетической энер-
гией потоков и затем в диффуворе 2 частич-
ное восстановление давления. Оптимальное
расстояние от сопла до горла диффузора
/i принимается по результатам эксперимен-
тальной отработки инжекторов. Выбор рас-
1 Кратностью циркуляции называется
отношение часового расхода масла ко все-
му количеству масла, залитого в систему.
стояния It менее одного диаметра горла ds
приводит к увеличению крутизны характе-
ристики инжектора и уменьшению предель-
ного коэффициента инжекции. Последнее
связано с резким возрастанием потерь на
входе подсасываемого потока в камеру
смешения из-за уменьшения входного се-
чения.
Необходимо также иметь в виду, что
чем меньше отношение площади горла диф-
фузора к площади сопла FrIFc, тем круче
характеристика инжектора pi'=f(Q) [20].
На рнс. 8.3,6 приведены опытные ха-
рактеристики масляных инжекторов турбин
П-6-35 5.М (/) и ПТ-12-35/10М (2). На
рис. 8.3,6 приведены экспериментальные
относительные характеристика применяе-
мых заводом инжекторов разного исполне-
ния (I—11). а в табл, 8.1—геометрические
и другие характеристики этих инжекторов.
На рис. 8.3,6 штриховой линией нане-
сена огибающая характеристик инжекто-
ров, показывающая максимально возможное
значение коэффициента инжекции при хан-
ном отношении рг'/Рс
Таблица 82. Применение инжекторов
о Гни турбины
1 ПР-12-90/15'7
2 ПТ-12-35/10; ПТ-12-35/10М
4 ПТ-12-35/13ТМ
5 Р-1,5-35/18
6 П-6-35,ДМ. P-4-35/3M и другие
турбины
8 Р-12-90/31М; Р-12-90/37Т
9 Р-12-90/13; Р-12-60/7
10 ПТ-25-90/10М
11 ОК-1
161
вид A
В табл. 8.2 указано применение ин-
жекторов для отдельных типов турбин (за
исключением исполнений 3 и 7).
Маслоохладители. Для охлаждения
масла, циркулирующего в масляных спсте-
мах турбин, устанавливают маслоохлади-
тели. На рис. 8.4 показана конструкция
маслоохладителя тепа МО-20, применяемо-
го во многих турбоустановках, выпускав
мых заводом. Маслоохладитель вертикаль
ного типа состоит из корпуса 7, водяной
камеры 12, крышки 2, двух трубных досок
5, 11, иерегородок 8 и охлаждающих тру
бок 6. Нижняя трубная доска жестко за
крепляегся между фланцами корпуса и
нижней воданой камеры, а верхняя соеди
йена с корпусом через латунную диафраг
му 4. Диафрагма прижата к трубной доске
прижимным кольцом 3, укрепленным на
доске шпильками. За счет эластичности
диафрагмы компенсируется разница между
температурными расширениями стального
корпуса и латунных трубок. Внутри корпу-
162
са размещены трубные перегородки, шаг
между которыми обеспечивается дистанци-
онными трубками 10, и латунные охлажда-
ющие трубки, развальцованные в трубных
досках.
Нагретое масло подается в корпус мас-
лоохладителя через нижний патрубок 14, a
охлажденное масло отводится через верх-
ний патрубок 15. Проходя внутри корпуса,
масло омывает трубки снаружи, причем
для лучшего теплообмена поток движется
снизу вверх поперек трубок попеременно к
центру или к периферии Такое движение
масла обеспечивается трубными перегород-
ками двух типов. Перегородки большого
диаметра имеют в центре отверстие, а меж-
ду сплошными перегородками малого диа-
метра и корпусом образован кольцевой за-
зор. На крышке маслоохладителя установ-
лен пробный клапан 1, который надлежит
открывать при пуске охлаждающей воды в
маслопхладитсль и закрывать при появле-
нии струи воды из него. Заполнение мае-
jom маслоохладителя необходимо произво-
дить медленно при открытом другом проб-
ном клапане 1, установленном на верхнем
фланце корпуса. Лишь после того как из
пробного клапана масло пойдет непрерыв-
ной струей, можно закрыть клапан и под-
ключить маслоохладитель к масляной си-
стеме. Для слива масла и воды из маслоох-
таднтеля предусмотрены сливные пробки
13, 16 Маслоохладитель имеет четыре тер-
мометра 9 (на входе и выходе воды и мас-
ла), по показаниям которых судят о рабо-
те маслоохладителя и определяют время,
когда необходима его чистка.
Работа маслоохладителя допускается
при давлении охлаждающей воды на 0,02—
0,03 МПа выше давления масла.
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
НАСТРОЙКА СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ
91. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
После изготовления на заводе,
при ремонтах или модернизации не-
обходима наладка системы автома-
тического регулирования для обес-
печения ее необходимых выходных
характеристик.
Эта наладка (или переналадка
при больших отклонениях от проект-
ных данных) требует взаимоувязан-
ного изменения регулирующих сече-
ний гидравлических элементов. Поэ-
тому она должна выполняться с про-
ведением необходимых гидравличе-
ских расчетов, заполнением паспор-
тов и проверкой правильности вы-
полненных гидравлических элемен-
тов, положения золотников и натя-
жения пружин.
на турбоагрегате ОК-1, выпущенном КТЗ
для ледокола «Ленин» '[15].
При расчете баланса расходов масла
импульсной линии коэффициенты расхода
для всех сечений принимались одинаковы-
ми. В действительности, как показал опыт
наладки блоков регулирования на холод-
ном стенде, они несколько различны. Наи-
большим является коэффициент расхода ще-
ли обратной связи, ширина когорой поэто-
му при наладке блока регулирования обыч-
но не изменяется. Для обеспечении пас-
портных статических характеристик при
настройке блока регулирования изменяются
ширина окон ТД н РД, а также площадь
диафрагмы импульсной линии.
В качестве примера укажем получен-
ные для турбин с противодавлением опыт-
ные коэффициенты расхода через регулиру-
ющие сечения с учетом сопротивлений по
тракту (при малых скоростях масла), рас
считанные по отношению к коэффициенту
расхода через дроссельную диафрагму*
для блока регулирования турбины
Р-6-35/5 для окон ТД «(=0,915 во," ще-
Ниже приводятся сведенные в табл 9.1
исходные данные и пример выполнения гид
равлического расчета системы автоматиче-
ского регулирования на примере турбины
Р-12-90/31М (см. рис. 52).
При расчете регулирующих сечений си-
стемы регулирования конденсационной тур-
бины уравнении с регулятором давления
исключают
Для турбин с отбором пара или тур-
бин с отбором и противодавлением уравне-
ния регулирующих сечений составляют от-
дельно для каждой импульсной линии
Изменение степени неравномерности
регулирования или сохранение ее значения
при отклонении параметров свежего пара
может быть осуществлено путем изменения
либо ширины щели обратной связи Ьг, либо
ширины регулирующих окон трансформато-
ра давления fcj, боковые стенки которых
необходимо с этой целью выполнять но
движными. Подобное устройство для изме-
нения степени неравномерности применено
(/—зу регулироиания частоты вращения
турбины Р-12-90/31М
6ф=59а; Wo— электрическая мощность, п—часто-
та вращения
163
Таблица 9.1- Гидравлический расчет регулирующих сечений турбины Р-12-90/31М
। Обоэначе Формула Числовое значение
Степень неравномерности Согласно ПТЭ 5
по частоте вращения, % Площадь золотника ТД, см2 Гт Принимаем 19,62
Жесткость пружины ТД, ст 35,3
кгс/см Номинальное давление Рю » 0,98(10)
масла за насосом-регуля- тором, МПа (кгс/см2)
Давление масла на входе Рао » 0,10(1)
иасоса-регулятора. МПа (кгс/см2)
Рабочий ход золотника ТД, е 2\+т (Рщ—Рм) 0.5
см c>f
Степень неравномерности »р Принимаем по ТУ 6
по давлению пара, %
Номинальное противодав- ление, МПа (кгс/см2) Площадь спльфопа. см2 Рвр По ГОСТ 3618-82 3,04(31)
Гдф Принимаем по кормили на 15,8
спльфсиы АНК-52-12-0.22
Жесткость сильфона, кг/см Жесткость пружины, кгс/см- Ci То же 30
основной Принимаем 18,9
дополнительной Се 49
Рабочий ход золотника РД, ‘»рд ®р Рпр ГЭф 0,3
С|+С^+С’
Турбоагрегат работает под управлением регулятора частоты вращения
Регулятор давления отключен. Параметры свежего пара и противодавление
номинальные. Для точки Д (рис. 91)-
Расход пара при XX, т/ч
Ход сервомотора на XX,
Открытая часть щели об-
ратной связи ин XX, мм
Длина щели обратной свя-
зи, мм
Относительное отклонение
частоты вращении ротора
на XX, %
Коэффициенты расхода
окон ТД, щели обратной
связи, окон РД, диафраг-
Давление масла в импульс-
ной линии, МПа (кгс/см2)
Давиение масла за насо-
сом-регулятором на XX,
МПа (кгс/см2)
Уравнение расхода импульс-
ной линии (Ai к—откры-
тие окон трансформатора
давления, bp b2 — ширина
окон трансформатора дав-
ления и щели обратной
связи)
Рис.
Рис. 9 2
Принимаем
98—20=78
98
+2,5
0,6
0,39(4)
1,02(10,445)
ЛтК ^4-7,86^=^
=1,467/, (9.1)
пг—m, х
164
Продолжение табл Й -1
Обозна- Формула
Для точки М, (рис. 91):
Номинальная мощность. W8.h ГОСТ 3618-82 12 000
кВт Расход пара при NBB, т/ч Gji-h Рис. 9.2 188
Относительное отклонение Фм Принимаем —2,5
частоты вращения ротора При NaM, % Ход сервомотора при Na. я. ™н и Рис. 92 86,8
Открытая часть щели об- Ш — ТНп м 98—86,8=11.2
ратной саязв при Va в.
Давление масла за насосом- Р1М Рго + (Р|0—Рго) (1 + Фм)2 0.937(9.555)
регулятором при NB в, МПа (кгс/см2) Уравнение расхода импульс- — 1йгК +йрА) *1 + тк. и Ьа (Ат к +0,5)6.+
вой линии для точки М + 1.121,8=1,362/0 (9-2)
V Ро—роо
Для точки К2 (рис 9.1)
Расход пара при XX, т/ч Сх-х Принимаем 40
Относительное отклонение Фк, » —4
частоты вращения ротора на XX. %
Давление масла за насо- Pi К» ₽2о+(Рю—Рго) 0 + ФК,)8 0,912(9.30)
сом-регулятором, МПа
(кгс/см2) Уравнение расхода им- — йтК, fci+mx. х — ^тК. Й1+^ —
пульской линки -f 1 /~ Р|К,~Ро. ° Г Ра—Рго -=1,33/0 (9.3)
Для точки (рис 91).
Расход пара при N„ т/ч Сн.Н Принимаем 188
Относительное отклонение частоты вращения при АГа в, % Давление маспа за насосом- Фм, * + 1
₽!М, Рго+(₽]«—Рао) (1 + Фм, )г 1,0(10,18)
регулятором, МПа (кгс/см2) Уравнение расхода импульс- ной .чинив
- йтМ, А1+тн нй« = АтмЛ+,’12/>4=
=/в|/£1«^ V Ра—рм — 1.436/о (9.4)
Турбоагрегат включен в электрическую сеть и работат пад управлением
регулятора давления пара за турбиной. Для точки У (рис. 9.3):
Расход пара на XX, т/ч Рис. 9.2 40
Относительное отклонение Фу Принимаем 0
частоты вращения, % Относительное отклопение Рпр У Задано +3
противодавления %
Открытие окон РД, мм йдУ Принимаем 0
Давление масла за насосом Принимаем 0,98(10)
регулятором, МПа (кгс/см4)
165
Продолжение табл. 9.1
Наименование величины Обаэна - Формула Числовое значение
Уравнение расхода масла импульсной линии Для ЙТУ jA = г Ро—Рго точки В (рис. 9Л)- Лту<’1 + 7,8Ьа = = 1.41/0 (9.5)
Расход пара при номиналь- ной нагрузке, т/ч Ch.H Рис. 9.2 188
Относительное отклонение частоты вращения, % Фв Принимаем 0
Относительное отклонение противодавления, % ₽прВ Задано —з
Открытая часть окон РД мм 3
Давление масла за насосом- регулятором, МПа (кгс/см2) Рю Принимаем 0,98(10)
Сравнение расхода импульс- ной линии (Ь^ — ширина регулятора давления) ЯтУ "1 +/ЛИ Я + AgB Ь2 = 1 Ро—Рго АтУ*| + Ы2Ь2- +0,ЗЬг=1.41/о (9.6)
Принимаем: AtKj =1,5 мм (обычно принимают 0,5—2 мм). б2=1.35 мм. Принимать
ширину прямой щели менее 1,3 мм не рекомендуется, так как узкая щель забивается и пе-
рестает работать как обратная связь. Решая совместно уравнения (9.1)—(9.6), получаем
bi = 16,03 мм; Ь8=30 мм, Лтк=2,33 мм, Л1М,=7.77 мм; Л1у = 1,98 мм; /о=О,973 см2.
Во втулке трансформатора давления выполняют два окна высотой Йт=9 мм, шириной
ь; =8 мм. Во втулке регулятора давления выполняют два окна высотой Да=3,6 мм,
шириной ^а—15 мм.
Диаметр диафрагмы им-
пульсной липни, см
Расход масла в импульс-
ную линию, см8/с
Со
УоУРю-Ро- где £ ao'V2g/y
2108 (при
5=885 см!кгс-|/2с-‘
Расчет дополнительных окон трансформатора давления
Относительное отклонение Принимаем 8.9
частоты вращения в точке Д (рис. 9.1), % Давление масла за насосом- РаоЧ (Рю— Рао) (1*Ьфд)8 11,45(11,67)
регулятором. МПа (кгс/см8) Открытая площадь слива /1Х.Х 7 Я-0,135= 1,053
щели обратной связи, см2 Открытая площадь слива 0,36-3=1.08
оион РД, см2 Открытая площадь слива /1 Принимаем 0
окон ТД, см2 Площадь дополнительных окон, см2 Л/, (/.+/,+/J1/tin * Р1Д—Ро 0,359
Высота открытия дополни- * PlR—Р1М, _ 0,0524
тельных окон, см Ширина дополнительных ст Д/ц 6.85
окон, см
Конструктивно во втулке трансформатора давления выполняется четыре дополни
тельных окна высотой Н'Д =3,5 мм н шириной вд =17 мм
166
Продолжение табл. 9.1
Наименование величины | Обозиаче- Формула 1 Числовое значение
Ход устройства для измене- ния частоты вращения (синхронизатора), см Ход устройства для измене- ния уровня давления па- ра за турбиной (рпр—дав- ление пара за турбиной) Максимальное паровое уси- лие на штоке сервомото- ра, Н (кге) Коэффициент запаса Разность давлений масла, действующая на поршень сервомотора, МПа (кгс/сМ*) Активная илошаль сервомо- тора, см* Диаметр цилиндрического отростка поршня, мм ST sg Ра k Pio—Ряо dt Fт tPl-M,-PikJ с+(йтМ, йтКх) (₽прУ, ^лру,) £• счет сервомотора Задано Принимаем (1,5—3) Принимаем kP„ Рю—Рю Принимаем 1,12 4,9 0,177-105 (1810) 1.9 0,88(9) 382,1 95
Диаметр сервомотора (рис. 9 4). см Dc 24
Действительная активная площадь сервомотора, см* Fc -2-(D* — d*) 381.3
Диаметр, мм Площадь, см* Расче D? Fg отсечного золотника Принимаем яО| 70 38,46
Жесткость пружины, кгс/см Коэффициент усиления (S/io, см2 — суммарная площадь сливных сечений из импульсной линии) Принимаем Др—Др2 Ро—Рю Др!—Др2 р]о—р20 (Ро—Р±о) (Р1О—Ро) 6j Ft 60,6 2,92
Изменение перепада давле- ний на отсечном золотни- ке при сбросе 100% на- грузки, МПа (кгс/см*) Рабочий ход золотника, см Маховый момент всех вра- щающихся элементов тур- боагрегата относительно оси турбины, кг-м* Время разгона турбоагрега др—др2 й3 ECO* т» Pio—Рю io «»=) l/'1’" r Po—Pzn KyfApj—Др2) -= гЛув^Рк,— -Рю) (Ь-р-Оф^ Fa С3 Задан 2/го = 1,372 0,26(2,63) 1Д6 3059 6,3
та, с (/ • - момент инер- ции, <оо — номинальная частота вращения, Мв — номинальный момент) Время сервомотора, с Время закрытия сервомото- Ми~ 11700000йЛ'йН <0,5 6,-Г, Принимаем sg 0,1575 0,094
Расход масла в сервомотор. Qe с “н н—ms-x г 8,68—2 — 381,3=27150 0,094 251 8,44 16 мм, шириной ки смешается из сота окна 16 мм.
Усредненное паровое усилие по шгоку сервомотора, ктс Ширина окон отсечного зо- 6а п r„ ' Задако Фс.с
лотника. см Принимаем во втулке 2),1 мм. Из за действия об среднего положения только тсечного )атной св на часть £6з|/ 0,5 (pin—Рю + “^7,1 золотника четыре окна высотой язи отсечной золотник фактичес всего хода. Поэтому принята вы
0 20 30 W 50 50 70 вОт,мм
0 2 f 5 S 10 1Z Wj,MBT
Рис. 9.2. Зависимость расхода пара от хо
ца сервомотора (/) и электрической мощ-
ности (2) турбины Р-12-90/31М
Рис. 9.8. Статические характеристики
(3—3) регулирования давления пара за
турбиной Р-12-90/31М:
С — расход пара через турбину: pop — давление
пара за турбиной
Рис. 9.4. Сервомотор КТЗ
168
ли ОС czj = 1,235 цв; окон РД aj = 1,04 а»;
приняв ап=0,6, получим а[ =0,547; а2' —
=0,742; aj =0,625;
тля блока регулирования турбины
Р 12'Ш/31М: для окон ТД а[ =1,002 ав;
щели ОС а; = 1,205 ав; окон РД ав =
=0,758 ав; приняв ав=0,6, получим-
а,' =0.601; ai =0,725; а£ =0,455.
Если в расчет заложить опытные коэф-
фициенты расхода, то при наладке блока
регулирования в большинстве случаев при-
ходится только уточнять диаметр дроссель-
ной диафрагмы. Необходимо учитывать, что
коэффициент расхода диафрагмы сильно
зависит от качественного выполнения про-
ходной кромки отверстия
9J. ПАСПОРТ НАСТРОЙКИ БЛОКА
РЕГУЛИРОВАНИЯ
Ниже дается описание формы
паспорта (карты контроля), облег-
чающего настройку и проверку си-
стем автоматического регулирова-
ния.
В паспортах настройки системы
регулирования (блоков регулирова-
ния) приводят ее крайние характе-
ристики, охватывающие зону, в пре-
делах которой располагаются все
рабочие точки, соответствующие
всевозможным режимам нормаль-
ной работы турбины. Например, на
характеристиках, снимаемых по ча-
стоте вращения (рис. 9.5,с), эта зо-
на ограничена кривыми
А2Б2К2М2Е2, верхним и нижним упо-
рами сервомотора, т. е. ходами сер-
вомотора 0 и 95 мм.
На приведенном паспорте на-
стройки блока регулирования тур-
бины P-I2-90-/31M (рис. 9.5,а и г)
отмечены расчетные положения сер-
вомотора, соответствующие холосто-
му ходу (тхх=20 мм) и 100 %
электрической нагрузки (тн н=
=86,8 мм) при номинальных на-
чальных н конечных параметрах
пара.
На рис, 9.5, а нанесены характе-
ристики по частоте вращения, где по
оси ординат отложена разность дав-
лений нагнетания и всасывания на-
соса-регулятора, а по оси абсцисс —
ход сервомотора на открытие регу-
лирующих клапанов.
Рис. 9.5 Паспорт настройки блока регулировании турбины Р-12-90/3IM
Разность давлений нагнетания и
всасывания насоса-регулятора опре-
деляется по формуле
(Pi —Pi) = {Рю—Ры) <п п„)2, (9.7)
где (pi—р2}, (рю—р20) — разности
давлений в линиях нагнетания и вса-
сывания насоса-регулятора при дан-
ной п н номинальной частоте враще-
ния пр соответственно.
Характеристики KtMt, КМ н К^М?. сни-
зывают ход сервомотора с изменением раз-
ности давлений нагнетания и всасывания
насоса-регулятора (т е. частоты вращения
турбины) от холостого хода до номиналь-
ной мощности при работе турбины на инди-
видуальную электрическую сеть
(EtAtKtM&r,) соответствует
Кривая I
верхнему
пределу синхронизации частоты вращения
(маховик устройства для изменения часто-
ты вращения находится в нижнем положе-
нии, не доходя до упора иа 1 мм), когда
169
регулятор давления пара ча турбиной вы
ключей. Кривая 4 (АЛ^Б^МьЕ*.} соответст-
вует верхнему пределу синхронизации ча-
стоты вращения при включенном регуляго
ре давления, когда его золотник находится
в крайнем нижнем положении и рабочие
окна И слива масла из импульсной линии
регулятора давления полностью открыты
(рис. 9.5, е) Эта характеристика определя-
ет наибольшую частоту вращения турбины,
которую можно получить с учетом действия
регулирующих окон Н включенного регуля-
тора давления. Кривая 2 {А2БаК-гМ2ЕгГ2]
соответствует нижнему пределу синхрони
зацип частоты вращения турбины (маховик
устройства для изменения частоты враще
ния вывернут вверх в соответствии е ниж-
ним пределом синхронизации по заданию
или техническим условиям на поставку тур-
бины) В связи с тем что для турбин К.ТЗ
применяется унифицированное устройство
для изменения частоты вращения с макси-
мальным ходом 16 мм от привода электро
двигателя, то, вывернув маховик устройст
ва вверх на 16 мм, получим кривую 3
{АзБзКзМзЕа}. проходящую ниже требуе
мой статической характеристики, т. е. ход
устройства для изменения частоты враще
ния обычно выполняют с запасом в сторону
понижения частоты вращения турбины
Точки ГГа, Гя — условные точки пе-
региба кривых В них кромка золотника
трансформатора давления располагается
вровень с мижиими кромками сливных ра-
бочих окон / во втулке трансформатора
давления (рис. 9.5, в, к которому идут вы-
носные линии от точек ГI, Га} Эти точки
располагаются на одной параболической
кривой В паспорте обычно наносят пря-
мую линию, соединяющую точки Га, Га, Га
Точки Ба. Ба, Бй — также условные точки
перегиба кривых. В них кромка золотника
трансформатора давления располагается
вровень с верхними кромками регулирую-
щих рабочих окон 1 по втулке трансформа-
тора давления (рис. 9.5,6, к которому идут
выносные линии от точек Bt. Ба, £*). Эти
точки также располагаются на параболиче-
ской кривой, которую в паспорте обычно
заменяют прямой линией. Отклонение па
рабол от прямых линий Г\ГаГ3 и БаБ2Б3
невелико, и поэтому для упрощения под
счета при наладке блока регулирования
пользуются прямыми линиями.
Участки характеристик ниже точек Г г,
Га, rs соответствуют прямому регулирова-
нию. Регулирующая кромка золотника
трансформатора дивления находятся вро-
вень или ниже нижних кромок рабочих
окон / во втулке трансформатора давления
(рис 9.5, в) Так как эти участки располо-
жены за нижним упором сервомотора
/п=95 мм, то, если система настроена пра-
вильно, выявить их невозможно. Только в
тех случаях, если поставлена питающая
диафрагма импульсной линии большей пло-
щади (см. рис. 5.2, коз. 7), чем требуется,
или на отсечном золоткике выставлен пере-
пад давлений ниже расчетного, или имеются
другие причины, участки кривых ниже то-
чек Г], Га, Гз и £, Г1, ЕаГа, ЕзГя могут
выявиться, т. е. оказаться левее нижнего
упора сервомотора
Наклон участков кривых KiMi, КМа
соответствует задавной степени неравно
мерности 6^ =44-5%. В этой зоне харак-
теристик регулирование протекает со сло-
жением импульсов,- когда в работе участву-
ет основное окно I трансформатора давле
ния Линии, идущие влево от точек Б„ Б3,
Бз, Et, имеют малый наклон, соответствую-
щий степени неравномерности 6^» 14-1,5%,
и характеризуют работу дополнительных
оков 111 трансформатора давлении
(рис 9 5, в), которые вступают в работу
после полного закрытия окон / трансформа
тора давления (точки Ба, Б2, Бз, Ба). Через
дополнительные окна /II в импульсную ли-
нию подается масло высокого давления от
насоса-регулятора Это предусмотрено для
того, чтобы при сбросе электрической на
грузки и при работе турбоагрегата под уп-
равлением регулятора давления за турби-
ной компенсировать расход масла через
полностью открытые окна регулятора дав
ления и тем обеспечить более раннее закры-
тие регулирующих клапанов и, следователь-
но, уменьшить заброс частоты вращения
турбины
Линин ш=0 (точки Л<, Аз, А3, Л*) со-
ответствует полное закрытие регулирующих
клапанов, а участок по ходу сервомотора от
нуля влево (в данном случае от 0 до
—10 мм) определяется зазором между
поршнем и крышкой сервомотора Если этот
зазор не выдержан, то при сбитой настрой
ке системы регулирования может оказаться,
что поршень сервомотора в верхнем поло
женин упрется в крышку сервомотора до
того, как регулирующие клапаны полностью
закроются, например при сбросе нагрузки.
Этот зазор необходимо выставлять на про-
гретой турбине.
На рис. 9 5, г нанесены характеристики
по давлению пара, на которых по оси орди-
нат откладывают давление пара за турби-
ной, а по оси абсцисс — ход сервомотора
па открытие регулирующих клапанов. Ха-
рактеристики 5 (J'jBjC,) и 6 (УгВгСг), сле-
ва линия холостого хода (л1х.х) и справа
упор сервомотора (тп=95 мм) ограничива-
ют зону, в пределах которой располагают-
ся все точки различных статических харак-
теристик по давлению пара ва всевоэмож
ных нормальных режимах работы турби-
ны. Линия У,У2 соответствует холостому
ходу турбины и устанавливается опреде-
ленным открытием окон трансформатора
давления (рис. 9.5, ж) при номинальной ча-
стоте вращения и, следовательно, иоминаль
ной разности давлений в линиях нагнета-
ния и всасывания насоса-регулятора для
тайного типа турбин. Точки У< и Уз—ус-
ловные точки перегиба кривых. В них кром-
ка золотника регулятора давления распо-
лагается вровень с верхними кромками ре-
170
гулируюших окон 11 регулятора давления,
т е. площадь открытия сливных окон регу-
лятора давления из импульсной линии рав-
на нулю (рис, 9 5,3).
Точки Ф>. Ф» —также точки перегиба
кривых В них кромка золотника регулято-
ра давления располагается вровень с ниж-
ними кромками регулирующих окон II
{рис 9.5, е), т е площадь открытия регу
тирующих окон II регулятора давления
остается неизменной (максимальной) при
понижении давления пара за турбиной
Pup Участки кривых С1Ф«, С2Ф2 располо-
жены за нижним упором сервомотора, и,
если система настроена правильно, выявить
их невозможно- Только в тех случаях, если
поставлена диафрагма импульсной линии
большей площади, чем требуется, или вы-
ставлен перепал давления на отсечном зо-
лотнике ниже расчетного, или мала высота
рабочих окон РД, или имеются другие при-
чины, участки кривых вправо от точек С|,
С2 могут выявиться, т е оказаться левее
нижнего упора сервомотора.
На участках характеристик У&С, и
УвВгСг золотник регулятора давления, пе-
ремещаясь с изменением давления р|1Р пол
сильфоном регулятора, изменяет степень
открытия регулирующих окон II (рис.
9.5, е) и через импульсную линию — ход
сервомотора, при этом сохраняется
Рю—Дго=const и ро—рге=const.
Точки У, и У2 при противодавлении
Рпр, равном 3,32 и 2,75 МПа (33,8 н
28 кгс/см2}, соответствуют полному закры-
тию регулирующих окон II регулятора див-
ления при верхнем и нижнем положениях
устройства для изменения уровня давления
пара за турбиной (рис. 9.5, г). Точки Ф] и
Ф2 при противодавлении рлр, равном 3,1 и
2,53 МПа (31,6 и 25,8 кгс/см2), соответству-
ют полному открытию регулирующих окон
// регулятора давления (золотник регуля-
тора давления встает на нижний упор) при
верхнем и нижнем положениях устройства
для изменения уровня давления пара за
турбиной (рис. 9.5, е).
В нижней части рис 95, г показано от
крытие щели обратной связи. Ход сервомо-
тора т=С соответствует полному закры-
тию регулирующих клапанов, при этом
шель обратной связи максимально открыта
(рис. 9.5, з), ход сервомотора т—95 мм
соответствует полному открытию регулиру-
ющих клапанов, когда щель обратной связи
открыта минимально, примерно на 3 мм
(рис. 9Д«)
Степень неравномерности по частоте
вращения определим как
. (Pi— Р2«)к— (Р,~Р*>Ъи
2 '
где (pi—р2о) к. (Pi—Рот)«— разности давле-
ний в линиях нагнетания и всасывания на-
соса-регулятора при номинальных началь
иых и конечных параметрах пара, соответ-
ствующие холостому ходу (точка К) и но-
минальной нагрузке (точка Л1). Рю—Рго —
разность давлений в линиях нагнетания и
всасывания насоса-регулятора при номи-
нальной частоте вращения
Степень неравномерности по давлению
пара за турбиной
(9 9)
₽ Рлщ.
где pupMi, PnpBi—давление пара за турби-
ной, соответствующие холостому ходу (точ
ка У, или Уг) и поминальной нагрузке
(точка В, или В2} при номинальных на-
чальных параметрах пара, рпр о — номи-
нальное давление пара за турбиной.
Аналогично описанному составляют
паспорта настройки блоков регулирования
для других типов турбин. Для конденсаци-
онной турбины паспорт включает только
один квадрант по типу рис. 9.5, а Для тур
бин с отбором пара в паспорте наносятся
квадранты для каждой импульсной линии
и каждого регулятора. Например, дли тур
бин с одним отбором пара в паспорте име-
ется четыре квадранта, для турбин с двумя
отборами пара — девять квадрантов и т 1
9.3. НАСТРОЙКА БЛОКА
РЕГУЛИРОВАНИЯ НА ХОЛОДНОМ
СТЕНДЕ
Наладка системы автоматическо-
го регулирования паровых турбин
должна обеспечить ее работоспособ-
ность и соответствие ее характери-
стик расчетным данным и как пра-
вило, проводится в процессе монта-
жа на местах установки турбин у за-
казчика. На эти работы обычно за-
трачивается значительная часть вре-
мени, отведенного на монтажные
работы. Поэтому весьма эффектив-
ной оказалась конструктивная ком-
поновка элементов системы регули-
рования, включая главные сервомо-
торы в едином блоке регулирования,
в котором выполнены каналы для
всех гидравлических связей и для
дренажа протечек, заменяющие со-
бой маслопроводы. Появилась воз-
можность осуществить одновремен-
ную наладку всех заключенных в
блок регулирования элементов, стро-
го фиксировать их взаимное распо-
ложение, обеспечить повторяемость
результатов наладки после разбо-
рок и повторных сборок, исключить
неполадки, связанные с погрешно-
стями изготовления и сборки трубо-
проводов и в значительной мере с
171
влиянием i идравлическлх сопротив-
лений
Конструкцией блока регулирова-
ния исключаются также открытые
сливы рабочей жидкости, чем в зна-
чительной мере предотвращается
попадание в нее воздуха [5]. Конст-
рукция блока регулирования дает
возможность разборки каждого вхо-
дящего в него элемента без разбор-
ки остальных, что обеспечивает до-
ступность деталей для осмотра, очи-
стки и выполнения наладочных опе-
раций. Немаловажную роль в упро-
щении наладочных работ играет
также применение в системах регу-
лирования паровых турбин КТЗ
прямоугольных регулирующих окон,
благодаря чему существенно облег-
чается их подгонка в процессе на-
ладки.
Наладку осуществляют следую-
щими этапами:
1) предварительная наладка бло-
ка регулирования на так называв
мом холодном стенде;
2) проверка характеристики на
соса-регулятора. а также работы
системы регулирования турбины на
холостом ходу;
3) определение характеристики
парораспределения турбины л окон-
чательная проверка, а в случае не-
обходимости подстройка системы
регулирования при работе турбо-
установки под нагрузкой.
Остановимся более подробно на
разработанных и применяющихся
КТЗ методах наладки блоков регу-
лирования на холодном стенде.
Стенд, выполненный согласно схеме
рис. 9.6, имеет в своем составе кро-
ме насосов, обеспечивающих пода-
чу масла требуемых параметров и в
необходимых количествах, устройст-
ва для охлаждения, очистки, сбора
и хранения масла. Гнезда для уста
новки блоков регулирования выпол-
нены в полном соответствии с их
присоединител ьным и фланцами.
Число их выбирают с запасом для
обеспечения наладки блоков регу-
лирования в соответствии с про-
t рам мой производства Для имита-
ции изменений давления масла, раз
виваемого насосом-регулятором, зо-
лотник ТД подключается к стендо-
вому насосу (через демпферный ба-
чок, служащий для сглаживания
толчков давления); в импульсную
линию и к сервомоторам масло по-
ступает непосредственно после регу-
лировочного клапана 15. Для ими
тации давления пара к РД также
подводится масло, давление которо
го устанавливается регулировочны-
ми клапанами 17 и 18
После установки блока регулиро-
вания на холодный стенд проверяют
подвижность всех элементов блока
и снимают фактические зависимости
ходов поршней сервомоторов от пе-
репада давлений на ТД и от давле
ний в камерах сильфонов РД. Фак-
тические зависимости фиксируют в
специальном паспорте настройки,
где они сравниваются с нанесенны-
ми в нем расчетными характеристн-
ками блока регулирования данного
типа турбины. В результате опреде-
ляют и вносят необходимые поправ-
ки, после чего характеристики бло-
ка снимают повторно. Если они все
же отличаются от паспортных, сно-
ва определяют и вносят необходи-
мые поправки. Эти операции повто-
ряют до совпадения фактических
характеристик блока регулирования
с паспортными (с необходимой точ-
ностью). Одновременно со снятием
характеристик блока регулирования
выявляют и устраняют различные
неполадки и дефекты
Наладка блока регулирования
турбины с противодавлением. Для
примера на рис. 9.7 приведены ха-
рактеристики, помещаемые в пас-
порте настройки блока регулирова-
ния турбины с противодавлением.
Сплошными линиями обозначены
расчетные характеристики. Снятые
при настройке блока регулирования
фактические характеристики (штри-
ховые линии) могут не совпадать с
расчетными. Это выявляется, в
частности, по взаимному расположе-
нию точек излома этих линий, кото-
рые соответствуют началу и оконча-
нию открытия или закрытия регули-
рующих окон при различной уста-
новке задатчиков регуляторов ча-
стоты вращения. Фактические ха-
рактеристики совмещаются с рас-
четными путем изменения натяже-
ния пружин ТД и РД, размеров ре-
гулирующих окон (как правило, по
ширине) и дроссельных диафрагм.
Следует иметь в виду, что изменение
натяжения пружин приводит к сме-
щению соответствующих характера
стик блока регулирования вдоль ли-
ний регулирования по прямому им-
пульсу— для ТД и 1\ГГ2
на рис. 9.7, а) и по вертикали — для
РД (линии УгУУ2 и Ф,ФФг на
рис. 9.7, б); изменение размеров
дроссельной диафрагмы вызывает
смещение характеристик блока ре-
гулирования по горизонтали (по хо-
ду соответствующего сервомотора);
при изменении же ширины окон ТД
и РД характеристики блока регули-
рования смещаются по горизонтали
Рнс. 9.7. Характеристики паспорта предва
рительной настройки блока регулирования
для турбины с противодавлением
с одновременным изменением их на-
клона. Поправки, которые должны
быть внесены для обеспечения сов-
мещения фактических характери-
стик блока регулирования с расчет-
ными, рассчитывают по уравнениям
равновесия соответствующих эле-
ментов и расхода проточных им-
пульсных линий [12].
Настройка блока регулирования
начинается с установки перепада
давлений импульсной линии (в соот-
ветствии с паспортом настройки)
регулировкой натяжения пружины
отсечного золотника. Затем при по-
мощи устройства для изменения ча-
стоты вращения устанавливается
положение сервомотора, соответст-
вующее точке холостого хода на
средней характеристике, по частоте
вращения (точка К на рис. 9.7, о)
паспорта настройки, и снимается эта
характеристика (линия A’MxG.), ко-
торая обычно отличается от пас-
портной (линия КМГ), в результате
чего точка Мк смещена от расчетной
173
Рис. 9.8. Эскиз транс
форматора давления-
гупируюшие сжив
кольцо дистанционное
3 — пружина; 4 — аолот
ник ТД; 5 — дополни
в импульсную
R
точки М по ходу сервомотора на ве-
личину Дтс. Необходимую поправ-
ку на ширину окон ТД для измене-
ния наклона характеристики по ча-
стоте вращения определим из урав-
нения баланса расходов проточной
импульсной линии [12]:
Уа»Л = «в/..1/ -^^,(9.10)
V Ро—Ргч
где р,—ро, ро—pso—перепады дав-
лений на дроссельной диафрагме и
на отсечном золотнике; fo, f, — пло-
щади дроссельной диафрагмы и ре-
гулирующих сечений элементов, под-
ключенных к данной проточной им-
пульсной линии.
Дифференцируя уравнение (9.10)
и учитывая, что при выполнении
рассматриваемой операции настрой-
ки дроссельная диафрагма сохраня-
ется неизменной, а также принимая
коэффициенты расхода одинаковы-
ми для всех сечений, т. е. оо=а>, по-
лучаем
Ы, АжсЬ,С,
гЛТД ZFVA (Pl—ргв)р
где А61 — изменение ширины окна
ТД; Дпгс — смещение точки М по хо-
ду сервомотора; Ьц — ширина щели
обратной связи сервомотора (обыч-
но указывается в паспорте настрой-
ки); С» — жесткость пружины ТД;
Z — число окон во втулке ТД; FT —
площадь золотника ТД; Д (р,—
---Р2о)р=(РГ“Рм)к--(Р1--Рм)м ---
расчетное изменение давления за
насосом-регул втором, соответствую-
щее степени неравномерности.
После введения найденной по-
правки и приведения характеристи-
174
ки по частоте вращения к расчетно-
му наклону уточняют диаметр дрос-
сельной диафрагмы импульсной ли-
нии для обеспечения рабочих ходов
золотников регуляторов в пределах
высоты их рабочих окон. С этой це-
лью золотник ТД фиксируют в поло-
жении открытия регулирующих окон
(рис. 9.8), соответствующем холос-
тому ходу (расчетная величина х
указывается в паспорте настройки).
Затем, поддерживая перепад давле-
ний масла на золотнике ТД равным
разности давлений в линиях нагне-
тания и всасывания насоса-регуля-
тора при номинальной частоте вра-
щения (указывается в паспорте на-
стройки), определяют отклонение
Агщ- точки Ух от расчетного ее поло-
жения (точка У с абсциссой пгх.х) и
по этим данным находят поправку
на диаметр дроссельной диафрагмы.
При отклонении точки Ух вправо от
точки У необходимо увеличить диа-
метр диафрагмы, а при отклонении
влево — уменьшить его на величину
Ad, определяемую аналогично пре-
дыдущему из уравнения баланса
расходов (9.10):
Ad^_----—b3— , (9.12)
./fcfi.
Г Ро —Psu
где Ad — изменение диаметра дрос-
сельной диафрагмы; do — исходный
диаметр дроссельной диафрагмы.
Затем включается регулятор дав-
ления и его устройство для измене-
ния уровня давления пара устанав-
ливается в положение, соответствую-
щее максимальному натяжению пру-
жины РД. Изменением толщины
дистанционного кольца натяжение
пружины РД регулируется таким
образом, чтобы точка холостого хо-
да совпала с расчетной в паспор-
те настройки, после чего снимается
верхняя характеристика РД. Пред-
положим, что она соответствует ли-
нии У^ВхФх. Тогда для приведения
ее наклона к расчетному (линия
.VjBi^P]) необходимо изменить ши-
рину окон РД на величину, опреде-
ляемую аналогично предыдущему из
(9.10).
(9.13)
где Дгпд — смещение точки Bt по хо-
ду сервомотора от расчетного поло-
жения; Сь F3<h — жесткость и эф-
фективная площадь сильфона; С.' +
+CS —суммарная жесткость пру-
жин, установленных в РД; Zt — чис-
ло окон во втулке РД; 6р — степень
неравномерности по давлению;
Рпрп—номинальное давление пара
за турбиной.
Далее снимают и сопоставляют
с паспортной нижнюю характеристи-
ку РД (линия У2Д2), чем проверяют
достаточность хода устройства для
изменения уставки регулятора про-
тиводавления. Затем регулятор дав-
ления выключают, а ТД собирают
по чертежу, его задатчик устанавли-
вают в положение максимального
натяжения пружины и снимают
верхнюю характеристику ТД (линия
Б|К1Л41Г’|). Совпадение ее с расчет-
ной по высоте, что при необходимо-
сти достигается изменением толщи-
ны дистанционного кольца (рис. 9.8),
обеспечивает полное нагружение
турбины при заданной частоте сети.
Далее снимают нижнюю характери-
стику ТД (линия БзКйМ^), по ко-
торой проверяют возможность
включения турбины в электриче-
скую сеть при пониженной частоте
сети. Участки статических характе-
ристик слева от точек Бь Б, Бе ха-
рактеризуют работу дополнитель-
ных окон ТД (рис. 9.8), питающих
импульсную линию помимо дрос-
сельной диафрагмы, которые обес-
печивают переход на работу с
уменьшенной степенью неравномер-
ности регулирования частоты враще-
ния, благодаря чему снижается ди-
намический заброс частоты враще-
ния при сбросе нагрузки. Если эти
участки фактических характеристик
проходят круче паспортных, необхо-
димо увеличить ширину дополни-
тельных окон ТД. Расчет поправки
выполняют по формуле, аналогич-
ной (9.11)
Если характеристика ТД или РД
отличается от паспортной, необхо-
димо определить соответствующие
степени неравномерности и нечувст-
вительности. Предполагая, что КПД
турбины и режим холостого хода со-
ответствуют расчетным значениям,
это можно сделать по приведенным
выше формулам (9.8). (9.9), а так-
же по формулам
А (9.14)
2 (р,0—Ры)
где — степень нечувствительно-
сти по частоте вращения; A (pi—
—рг)х—максимальный разброс зна-
чений разности давлений в нагнета-
нии и всасывании насоса-регулятора
на фактической характеристике
m=f(Pi-ps);
Ер-^Дрх/р|1р(1 (9.15)
где ЕР — степень нечувствительно-
сти по давлению пара; Дрх — мак-
симальный разброс значений проти-
водавления пара на фактической
характеристике m=f(pnp).
Как отмечалось выше, зависи-
мость разности давлений в линиях
нагнетания и всасывания иасоса-
регулятора от частоты вращения
проверяют во время стендовых ис-
пытаний турбины на холостом ходу.
В случае отклонения разности дав-
лений в линиях нагнетания и всасы-
вания насоса-регулятора от расчет-
ного значения (при номинальной
частоте вращения) для сохранения
результатов настройки блока регу-
лирования необходимо соответствен-
но изменить давление масла в им-
пульсной линии. Так как значение
сохраняется неизмен-
ным, то исходя из (9.10), это сле-
дует сделать так, чтобы сохранилось
равенство
где р|.х, ргх — фактические давления
за насосом-регулятором и на всасы-
вании (на сливе из импульсной ли-
нии) при номинальной частоте вра-
175
щения турбины, рох — давление мас-
ла в импульсной линии, которое не-
обходимо установить в связи с от-
клонением разности давлений в ли-
ниях нагнетания и всасывания насо-
са-регулятора от номинального зна-
чения.
Из (9.16) получаем поправку на
перепад давлений на отсечном зо-
лотнике:
л ta,-/>„)=л=й£-д (р,,
Р10—Psn
<9.17)
где
A (Aix —Рах) = (Рох -Р^} — (Ра— РыУ,
Л (p1x—psx) = (Pix—Рзх) —(Рю—₽2П1
Эта поправка осуществляется
соответствующей подрегулировкой
натяжения пружины отсечного зо-
лотника.
Так как фактический КПД и рас-
ход холостого хода турбины могут
отличаться от расчетных значений,
то по результатам испытаний турби-
ны под нагрузкой можно определить
фактическую степень неравномер-
ности по частоте вращения:
б; = 6фт,;/тп. (9.18)
по давлению пара
6, = 6Р (9.19)
где гп о, т0 — фактическое и расчет-
ное перемещения сервомотора от
холостого хода до номинальной на-
грузки.
Наладка блока регулирования
турбины с отбором пара. На рис. 9.9
приведены характеристики, поме-
щаемые в паспорте настройки блока
регулирования турбины с отбором
пара (турбины П-6-35/5М). Сплош-
ными линиями обозначены расчет-
ные характеристики. Снимаются ста-
тические характеристики блока ре-
гулирования по частоте вращения и
по давлению пара. В процессе на-
стройки блока необходимо непре-
рывно следить за чувствительностью
системы регулирования и при появ-
лении нечувствительности немедлен-
но ее устранять. Давление над
176
отсечными золотниками (на сливе
из блока регулирования) следует
поддерживать по манометру Рц
(рис. 9.6) постоянным и равным дав-
лению, приятому при регулировке
натяжения пружин отсечных золот-
ников. При необходимости можно
измерить давление над отсечным
золотником непосредственно.
Разность давлений на отсечных
золотниках устанавливают измене-
нием натяжения их пружин соглас-
но паспорту настройки блока регу-
лирования по манометрам Р57 и Р24
для импульсной линии ЧВД при
взвешенном сервомоторе ЧВД (сер-
вомотор не стоит на упоре), а также
по манометрам Кв (на рис. 9.6 не
показан) и Р24 для импульсной ли-
нии ЧНД при взвешенном сервомо-
торе ЧНД Показания манометров
Рц. Рг2 и Р|3, измеряющих давление
силового масла, должны совпадать.
Снятие статических характеристик
начинается с определения характе-
ристик по давлению пара, которые
представляют зависимости хода сер-
вомотора от давления в камере от-
бора: rnt=fi(pu), ms—f2(pn). Транс-
форматор давления при этом разби-
рают и под его золотник ставят
кольцо, чтобы рабочие окна ЧВД и
ЧНД были полностью закрыты. За-
тем трансформатор давления соби-
рают, но вместо пружины устанав-
ливают втулку, которая зажимается
устройством для изменения частоты
вращения (рис. 9.9, еэ). Устройство
для изменения давления пара в от-
боре устанавливается в нижнее по-
ложение, соответствующее макси-
мальному натяжению пружины ре-
гулятора давления. При снятии ха-
рактеристик У]Ф| (рис. 9.9, б|), под-
нимая давление в камере отбора, че-
рез каждые 0,01—0,02 МПа фикси-
руют ход сервомоторов. Затем опыт
в обратном порядке повторяют при
снижении давления в камере отбора.
Давление в камере отбора изме-
няется в пределах, указанных в пас-
порте настройки. При снятии стати-
ческих характеристик разность дав-
лений по манометрам Р12—₽2< под-
держивают постоянной и равной
Рнс. 9.9. Характеристики паспорта предварительной настройки блока регулирования для турбины с одним регулируемым отбором пара’
т, ход сервомотора парораспределения ЧВД па открытие регулирующих клапанов; р, давление за пасосом-регулятором; р, - давление в линии i
Uh — ход сервомотора парораспределе
ЧВД, соответствующие расчетным х<
диафрагыыд
ходы сервомотора
а ЧпД. соответст
указанной в паспорте настройки раз-
ности давлений в нагнетании и вса-
сывании насоса-регулятора. По точ-
ке У\ подбирают размер дроссель-
ной диафрагмы импульсной линии
ЧВД. В этой точке характеристики
рабочие окна регулятора давления и
трансформатора давления импульс-
ной линии ЧВД полностью закрыты,
и площадь дроссельной диафрагмы
определяется только площадью ще-
ли обратной связи ЧВД (ОС|), ши-
рину которой при наладке блока ре-
гулирования обычно не изменяют.
Если точка У| смещена вправо, то
мала площадь дроссельной диафраг-
мы ЧВД (при условии, что разность
давлений на отсечном золотнике
ЧВД выставлена правильно и вы-
держивается расчетная разность в
нагнетании и всасывании насоса).
При смещении точки У| влево необ-
ходимо уменьшить площадь дрос-
сельной диафрагмы ЧВД, изменение
диаметра которой рассчитывается
по (9.12). Если снятая характери-
стика У|Ф в точке Уг не совпадает
по высоте с паспортной, то она дол-
жна быть смещена изменением тол-
щины кольца под пружиной регуля-
тора давления. Определив положе-
ние точки У] по ординате (давлению
пара) при нижнем положении
устройства для изменения давления
пара в отборе, уменьшают натяже-
ние пружины регулятора давления,
вывинчивая это устройство на 1—
2 мм, и вновь находят положение
точки У\. Зная изменение давления,
вызываемое перемещением устрой-
ства, пересчетом определяют требуе-
мое изменение толщины кольца под
пружиной регулятора давления для
совмещения точки У । по высоте с за-
данной в паспорте настройки.
Предположим, кроме того, что
снятая характеристика У\Ф\х не сов-
пала с расчетной (обычно она про-
ходит круче). Для приведения ее
наклона к расчетному необходимо
изменить ширину окон регулятора
давления на величину, определяе-
мую по формуле
178
. Дт]л Ь'
’ (9 20>
где b з — изменение ширины окна
импульсной линии ЧВД регулятора
давления; Am|д — величина смеще-
ния точки Ф1х по ходу сервомотора
ЧВД от расчетного положения; b £ —
ширина щели обратной связи серво-
мотора ЧВД (обычно указывается
в паспорте настройки); Zi — число
окон импульсной линии ЧВД во
втулке регулятора давления; Н1Я—
высота окон импульсной линии ЧВД
во втулке регулятора давления.
Обычно изменение ширины окна
проводится в два-три приема, т. е.
вначале ширину окна изменяют
меньше, чем на расстояние, получен-
ное по (9.20). Если точка Фк будет
расположена выше точки Фь то вы-
соту окна импульсной линии ЧВД
регулятора давления необходимо
увеличить (распилить окно в ниж-
ней части), а если точка Фх будет
расположена ниже точки Фь то сле-
дует или уменьшить высоту окна
импульсной линии ЧВД, или заме-
нить пружину РД на пружину с
меньшей жесткостью. Если отклоне-
ние невелико, то окно оставляют без
изменения, но при этом следует
иметь в виду, что характеристики
AiKjSiTi и Ш3П3 и Ш4П4
будут находиться правее паспорт-
ных. Характеристики Ш3П3 и Ш4П4
доводят до паспортных смещением
точек и Ш4 влево.
После изменения окон импульс-
ной линии ЧВД регулятора давле-
ния вновь снимают характеристику
У1Ф1Х. Если она не совпадает с пас-
портной, проводят повторное изме-
нение размеров этих окон.
Приведя характеристику У^Фхх
к паспортному (расчетному) поло-
жению У|Ф1, переходят к снятию
статических характеристик по ча-
стоте вращения, которые представ-
ляют собой зависимости хода серво-
мотора от разности давлений в ли-
ниях нагнетания и всасывания насо-
са-регулятора: пг,—fi(p|—р2), т2=
=fz(pi—Рг)- Для этого трансформа-
тор давления разбирают, из него
вынимают специальную втулку,
установленную вместо пружины, и
кольцо из-под золотника, после чего
трансформатор давления вновь соби-
рают согласно чертежу. Регулятор
давления ставят в положение
«Включено», а импульс по давлению
пара к нему отключают. При этом
окна импульсной линии ЧВД регу-
лятора давления будут открыты пол-
ностью, а окна импульсной линии
ЧНД закрыты (рис. 9.9, г«). Устрой-
ство для изменения частоты враще-
ния ставят в положение максималь-
ного натяжения пружины трансфор-
матора давления (маховик устрой-
ства завинчивают по часовой стрел-
ке почти до упора, не доходя до
него на 1 мм). Поднимая давление
напорного масла pt—pw (по мано-
метрам Р24), через каждые
0,01—0,02 МПа фиксируют ходы сер-
вомоторов. Затем опыт повторяют
при снижении давления ptt в преде
лах, указанных в соответствующем
паспорте настройки блока регулиро-
вания. В этом опыте снимают харак-
теристику J4|Si7'lZ't (рис. 9.9, Д|) и
часть характеристики
(рис. 9.9,02). Если характеристики
Л|ХБ|, Б,Г1К и Я|ХЛ|Х не совпали с
расчетными, то для приведения их
наклона к расчетному ширину окон
соответствующих импульсных линий
трансформатора давления изменяют
согласно формулам:
для импульсной линии ЧВД
AftJ = Дт„ Я1Т), (9.21 а)
где Afr'i —изменение ширины окон
импульсной линии ЧВД трансфор-
матора давления; Д/п|С — смещение
точки Г|ж по ходу сервомотора ЧВД
от расчетного положения; Zj—чис-
ло окон импульсной линии ЧВД во
втулке трансформатора давления;
Я|т — высота окон импульсной ли-
нии ЧВД во втулке трансформатора
давления;
для импульсной линии ЧНД
= Ьт.* b*;(Z” (9.216)
где Aftt" — изменение ширины окон
импульсной линии ЧНД трансфор-
матора давления; Дт2с — смещение
12*
точки по ходу сервомотора ЧНД
от расчетного положения; Z2 —чис-
ло окон импульсной линии ЧНД во
втулке трансформатора давления;
Яг-г — высота окон импульсной ли-
нии ЧНД во втулке трансформатора
давления.
Если участок снимаемой харак-
теристики мал для определения ее
наклона, необходимо перейти на
другую характеристику, например,
вместо И,Л, рассмотреть характе-
ристику ИаЛа (по нижнему пределу
синхронизации).
Так же определяют изменение
ширины дополнительного окна
трансформатора давления, питающе-
го импульсную линию ЧВД и влияю-
щего на наклон характеристики
Л1КБ(. По расположению точек Лх
или Ла уточняют размер дроссель-
ной диафрагмы импульсной линии
ЧНД по (9.12).
После приведения характеристик
.-1|Б|, Б|ЛЛ и Я|Л| к расчетному
положению аналогично снимаются
характеристики А3К3М3Г3 и Я3Е2Л3.
Для этого регулятор давления соби-
рают, как показано на рис. 9.9, £3.
Окно импульсной линии ЧНД откры-
вают, как указано в паспорте на-
стройки. Вместо рабочей иглы в ре-
гулятор давления устанавливают
регулируемую иглу (рис. 9.10) Для
приведенного паспорта турбины ти-
па П-6-35-5М окна импульсной ли-
нии ЧНД должны быть открыты на
6,5 мм, а окна импульсной линии
ЧВД при этом полностью закрыты.
Если снятые характеристики
А3К3М3Г3 и И3Е3Л3 не совпадают по
высоте с расчетными, а наклон их
выдержан, то перемещение харак-
теристики А3К3М3Г3 по вертикали
осуществляют изменением толщины
кольца под пружиной трансформа-
тора давления. При этом одновре-
179
менно меняется положение по вы-
соте и характеристики И3ЕаЛа, но
она может не совпасть с расчетной
из-за отклонений в площади окон
импульсной линии ЧНД регулятора
давления. Если снятая характери-
стика располагается ниже расчетной
АаКаМаГа, а точка Га перемещается
по линии ГаГ4, то увеличивают тол-
щину кольца под пружиной транс-
форматора давления. После приве-
дения характеристики АаКаМаГа к
расчетному положению вывинчива-
ют маховик устройства для измене-
ния частоты вращения настолько,
чтобы характеристика АЛиК^М^Г^
снимаемая аналогично, также совпа-
ла с расчетной. Фактический ход
устройства для изменения частоты
вращения записывают в паспорте
настройки блока регулирования. За-
тем регулятор давления разбирают,
вынимают настроечную регулируе-
мую иглу и его вновь собирают сог-
ласно чертежу. Поставив регулятор
давления в положение «Включен»,
снимают характеристики АаКаБаТа
и И2Л2 как контрольные для провер-
ки окон трансформатора давления
и дроссельной диафрагмы импульс-
ной линии ЧНД. Затем в трансфор-
маторе давления вместо пружины
ставят втулку и зажимают ее уст-
ройством для изменения частоты
вращения (рис. 9.9,64). При этом
окна импульсных линий ЧВД и ЧНД
трансформатора давления будут
полностью открыты. Устройство для
изменения давления пара в отборе
находится в нижнем положении
(пружина регулятора давления име-
ет максимальное натяжение). Сни-
мают характеристики регулятора
давления У1В3С3Ф3 (рис. 9.9,61) и
ШаПаХа (рис. 9.9,62) так же, как
определялась характеристика У(Ф|.
Характеристика УаЕаСаФа, как
правило, совпадает с расчетной, а
характеристика ШаПаХа обычно
проходит круче. Доведение наклона
характеристики ШаПаХа до расчет-
ного осуществляется изменением ши-
рины окон импульсной линии ЧНД
в регуляторе давления, которое оп-
ределяется так же, как и для им-
1В0
пульсной линии ЧВД. Затем прове-
ряют ход устройства для изменения
давления пара в отборе, которое вы-
винчивают (уменьшается натяже-
ние пружины регулятора давления)
настолько, чтобы снимаемые харак-
теристики У4С4Ф4 и совпали
с расчетными. Фактический ход
устройства регулятора давления за-
писывают в паспорт настройки бло-
ка регулирования. После доведения
окон импульсной линии ЧНД регу-
лятора давления характеристики
ИаЕ3Ла и И^Ец снимают повторно.
На основании полученных стати-
ческих характеристик определяют
степени нечувствительности и нерав-
номерности и диапазон регулирова-
ния блока регулирования.
Степень неравномерности блока
регулирования по частоте вращения
для ЧВД
. (Р 1 —Рм)к,—'Р1—
ДЛЯ ЧНД
(Pl— Ри>)и'
я S а
0^, _-----—----------- .
2 (₽|0—Р20)
Для определения степени нерав-
номерности блока регулирования по
давлению пара в камере отбора кри-
вая У3В3С3Ф3 (рис. 9.9, б г) штрихо-
вой линией продлена до пересече-
ния с вертикалью /П1Н.н по ходу сер-
вомотора ЧВД в точке Уз. а кривая
ШаПаХа — до пересечения с верти-
калью гиано по ходу сервомотора
ЧНД в точке Шз (рис. 9.9,62}-
Степень неравномерности по дав-
лению пара в камере отбора
для ЧВД вр, - (Рп.„.
а для ЧНДвР1= ^Рпп,— Рлш'я)! рп.„.
При изменении отбора от нуля
до 100 % при номинальной электри-
ческой нагрузке ход сервомотора
ЧВД (ио расчету) изменяется от
Щ1пн До М|н.о, а ход сервомотора
ЧНД от гП2н|| до /Пяно- При измене-
нии электрической нагрузки от 0 до
100% при отборе, равном нулю, ход
сервомотора ЧВД (по расчету) из-
меняется от mix.* до гащ.и, а ход
сервомотора ЧНД — от т3х* до
^2и.н При условии, что в камере от-
бора поддерживается номинальное
давление к окна импульсной линии
ЧВД в регуляторе давления закры-
ты, а импульсной линии ЧНД от-
крыты на расчетную высоту
Если в трансформатор давления
поставлена пружина более жесткая,
чем необходимо, то окна его им-
пульсных линий ЧВД и ЧНД ока-
жутся велики по высоте. Точки Гь
Г2, Г3, Г4 (рис. 9.9, «1) и Л\, Лз, Ла
(рис. 9.9, аг) будут расположены на
продолжении соответствующих ха-
рактеристик, но смешены вправо по
ходу сервомотора. Тогда при снятии
характеристик Уз&зСаФз. У^С^Фц
(рис. 9.9,6,) и ШаПаХа,
(рис. 9.9, б2) они окажутся смещен-
ными, так как будут открыты боль-
шие площади окон трансформатора
давления, чем требуется по расчету.
Точки Уа и Г3 сместятся вправо по
ходу сервомотора ЧВД примерно
одинаково, так как давление сило-
вого масла при их снятии также
почти одинаковое. Характеристики
пройдут параллельно расчетным.
Точки Шз и Шц также сместятся
вправо по ходу сервомотора пример-
но на столько же, на сколько сме-
стится точка Ли и характеристики
пройдут параллельно расчетным.
При высоте окон трансформато-
ра давления слишком большой по
сравнению с требуемой его пружи
на заменяется на пружину с мень
шей жесткостью до подгонки окон.
Если в трансформатор давления
поставлена пружина с меньшей же-
сткостью, чем необходимо, окна его
импульсных линий ЧВД и ЧНД ока-
жутся малы по высоте, их высоту
увеличивают до расчетной, чтобы
точки перегиба (Гз и др.) находи-
лись в заданном на паспорте на-
стройки положении. При большом
отклонении заменяют пружину, так
как может оказаться недостаточным
ход устройства для изменения ча-
стоты вращения. Если снятая харак-
теристика расположена ниже рас-
четной АзКзМ3Г3, но параллельна
ей, а точка Гз смещена по горизон-
тали влево, то для совмещения сня-
той характеристики с паспортной
необходимо уменьшить диаметр
дроссельной диафрагмы ЧВД.
При расположении характери-
стики А3К3М3Г3 выше расчетной, но
параллельно ей, когда точка Г3 сме-
щена по горизонтали вправо, для
совмещения характеристик необхо-
дима увеличить диаметр дроссель-
ной диафрагмы ЧВД. Изменение
диаметра дроссельной диафрагмы
рассчитывают по (9.12).
При расположении снятой харак-
теристики А3К3М3Г3 ниже паспорт-
ной, если точка Гд перемещается по
линии Г3Г4, совмещение их произво-
дят увеличением толщины кольца
под пружиной трансформатора дав-
ления. Если снятая характеристика
АзКзМэГ3 выше паспортной, а точка
Гз перемещается по линии Г3Г4, сов-
мещение их производят уменьшени-
ем толщины кольца под пружиной
трансформатора давления.
При постановке пружины с боль-
шей жесткостью, чем требовалось
в регулятор давления, окна, выпол-
ненные в его втулке, окажутся вели-
ки по высоте. Если это отклонение
мало, то окна, как правило, не ме-
няют. В случае больших отклонений
заменяют пружину или втулку регу-
лятора давления. Следует иметь в
виду, что отклонение по высоте окон
регулятора давления в большую сто-
рону приводит к смещению точек
Фи Фа, Фц (рис. 9,9 б|) вправо по
ходу сервомотора на продолжении
соответствующих характери-
стик. Снятые характеристики
j4iKi£i7'|, А3К2В2Т3 пройдут правее
паспортных. Точки Х3, Х4
(рис. 9.9,6s) сместятся вправо по го-
ризонтали, и найденные характери-
стики ШаПаХ3> UliHiXt расположат-
ся параллельно паспортным, но ни-
же их. Это может привести к тому,
что диапазон регулирования давле-
ния пара в отборе сместится вниз.
В этом случае рекомендуется увели-
чить площадь дроссельной диа-
фрагмы ЧНД (или понизить давле-
ние в импульсной линии ЧНД при
181
настройке на объекте) так, чтобы
снятые характеристики Д/з/7аХз,
ПЦПцХц совпали с паспортными.
При этом точки Шз, Ш, сместятся
влево, так же как и точки Ль Лг, Лз.
При установке в регулятор дав-
ления пружины с меньшей жестко-
стью, чем требуется, высота окон
импульсных линий ЧВД и ЧНД мо-
жет оказаться недостаточной. Тогда
ее увеличивают, доводя снятые ха-
рактеристики до паспортного распо-
ложения. Если отклонение жестко-
сти пружины велико, то ее заменя-
ют, так как устройство для измене-
ния давления пара в отборе может
не обеспечить требуемый диапазон
изменения давления пара (будет
мал ход устройства)
После окончательной настройки
блока регулирования на стенде ре-
гулятор давления ставится в поло-
жение «Выключен». Устройство для
изменения частоты вращения уста-
навливают в такое положение, что-
бы характеристика ЧВД по частоте
вращения проходила через точку Ж.
соответствующую режиму холостого
хода при номинальной частоте вра-
щения, и проверяют ход сервомото-
ра ЧНД. Поршень сервомотора
ЧНД должен находиться вблизи
нижнего упора, не доходя до него на
5—10 мм. Если это условие не вы-
полнено, то требуемое положение
сервомотора ЧНД устанавливают
изменением ширины верхней нера-
бочей части окон импульсной линии
ЧНД регулятора давления.
Далее настраивают реле закры-
тия регулирующих клапанов соглас-
но таблице, помещаемой на бланке
паспорта настройки блока регулиро-
вания При срабатывании механиз-
мов зашиты происходит срабатыва-
ние реле закрытия регулирующих
клапанов. Регулирующие клапаны
(поворотные диафрагмы) должны
закрыться, а затем при понижении
давления масла за насосом должно
происходить их открытие. Если регу-
лирующие клапаны (поворотные
диафрагмы) начинают открываться,
т. е. поршни сервомоторов начина-
ют перемещаться вниз, при более
высоком давлении масла за насосом,
чем указано в таблице, то необходи-
мо окна реле, питающие импульс-
ную линию, увеличить по ширине,
что обычно делается с двух-трех
приближений.
Праитика монтажа и сдача тур-
бин заказчику показали, что ника-
ких дополнительных операций по
наладке блока регулирования, как
правило, выполнять не приходится.
Его характеристики сохраняются не-
изменными.
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА, НАЛАДКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПАРОВЫХ ТУРБИН КТЗ
10.1. ПОДГОТОВКА ФУНДАМЕНТА
И УСТАНОВКА ТУРБИНЫ
Турбины КТЗ проходят полную
сборку и испытания на холостом хо-
ду на заводском стенде. В период
испытаний проверяются работа си-
стемы регулирования, элементов за-
щиты, маслоснабжения и вибраци-
онное состояние турбины (со сняти-
ем необходимых характеристик, ко-
торые вносят в паспорт турбины).
В паспорт турбины вносят так-
же зазоры проточной части, подшип-
182
ников, положение ротора по расточ-
кам уплотнений, положение шеек
ротора, корпусов подшипников и ра-
мы турбин по уровню и другие вели-
чины, характеризующие состояние
узлов и турбины в целом. Сохране
ние зазоров между элементами тур-
бин при монтаже на электростанции
является необходимым условием для
надежной работы установки.
После испытаний турбину разби
рают, консервируют ее детали и уз-
лы и упаковывают для отправки за-
казчику. Большинство типов турбин
КТЗ отправляют в собранном виде.
Отдельные типы турбин (такие, как
ПТ-25-90/1ОМ и др.) по своим габа-
ритам не могут транспортироваться
по железной дороге в собранном ви-
де, поэтому поставляются отдельны-
ми укрупненными блоками.
При монтаже турбин на электро-
станциях необходимо стремиться к
полному повторению всех значений
величин, полученных в период за-
водской сборки и испытаний и вне-
сенных в паспорт. Однако на прак-
тике получить полное повторение
всех значений не удается, что объяс-
няется рядом причин (различием
температурных условий сборки на
заводе и на электростанции, разли-
чием в жесткости фундаментов на
станции и стендах завода, деформа-
циями при транспортировке и вы-
полнении погрузочно-разгрузочных
работ, условиями хранения и др.).
В целях получения максимально-
го приближения к повторению за-
водской сборки при монтаже на
электростанции проводят целый ряд
контрольных операций с разборкой
проточной части турбины.
К разборке турбины и ее монта-
жу можно приступать только после
изучения конструкции турбины по
технической документации завода,
а также после окончания строитель-
ных работ в машинном зале, очист-
ки помещения, установки отопления
машинного зала, обеспечивающего
поддержание температуры не ниже
4-5 °C, готовности мостового крана,
изготовления стеллажей, подготовки
инструмента и приспособлений, не-
обходимых для выполнения работ.
До начала монтажа оборудова-
ния необходимо проверить фунда-
мент на соответствие проектным
размерам и его прочность.
Размеры фундамента контроли-
руют относительно его продольной
и поперечной осей. Для облегчения
работ вдоль этих осей натягивают
струны. Проверяют расположение
колодцев под анкерные болты от-
носительно осей фундамента, их
размеры и правильность выполне-
ния (расстояние от отвеса, установ-
ленного на проектной оси фунда-
ментного болта, до любой стенки
колодца должно быть не менее од-
ного диаметра анкерного болта).
Проверяют габаритные размеры
колонн и ригелей фундамента, раз-
меры проемов под выхлопной или
переходной патрубок, паропроводы
и конденсатор, а также расположе-
ние опор под конденсатор и масля-
ный бак (отклонение осей опор от
чертежных размеров допускается в
пределах ±10 мм). Проверяют все
высотные отметки под фундамент-
ные плиты. При приемке качества
поверхностей фундамента необходи-
мо проверить отсутствие пустот, от-
слоений бетона и оголенной армату-
ры. Поверхность фундамента в мес-
тах установки фундаментных плит
не должна иметь крупных фракций
гравия и отслоений бетона.
Прочность бетона определяется
испытанием кубиков-спутников, ко-
торые заливаются одновременно с
заливкой фундамента. Результаты
проверки фундамента оформляют
актом. В период проверки фунда-
мента целесообразно произвести
разметку место установки опорных
плиток.
Опорные плитки должны распо-
лагаться строго по продольной (для
передней фундаментной плиты) и
поперечной оси (для задней фунда-
ментной плиты) и по две плитки
возле каждого фундаментного болта.
Опорные плитки изготавливают из
стали размером 130X 200x40 мм,
опорные поверхности должны быть
прошлифованы. На опорные плитки
устанавливают парные клинья раз-
мером 25 x 80X150 мм с уклоном
1 :10. Набор подкладок и клиньев
для одного опорного места включа-
ет пару клиньев и не более двух
опорных плиток; минимальная тол-
щина опорной плитки не менее
10 мм. Сопрягаемые поверхности
подкладок и клиньев должны ле-
жать плотно без качания.
Установка корпусов подшипни-
ков и цилиндра турбины на фунда-
менте является ответственной опера-
цией, от качества выполнения кото-
183
Рис. ЮЛ. Принципиальная схема установ-
ки турбины на фундаменте:
—точка опоры № Г, 2 —точка опоры № 2; 3 —
рой во многом зависит надежная
работа турбины. Основным требова-
нием при установке турбины на фун-
даменте является исключение де-
формации цилиндра и обеспечение
жесткости опор. Наиболее полно
эти требования обеспечивает метод
контрольной установки на «трех точ-
ках» (рис. 10.1).
Метод установки на «трех точ-
ках» определяет положение плоско-
сти в пространстве и исключает по-
явление деформаций, неизбежных
при большем числе точек контроль-
ной установки.
До установки турбины на фун-
дамент ее разбирают и удаляют
консервацию. В целях повышения
жесткости заливают бетоном внут-
ренние полости фундаментных плит.
При сборке задних фундамент-
ных плит конденсационных турбин
проверяют плотность их прилегания
к лапам цилиндра, зазоры в шпо-
ночном соединении и распределение
зазоров между дистанционными бол-
тами и сверлениями в лапах, кото-
рые устанавливают так, чтобы
2/3 диаметрального зазора распола-
гались в сторону оси турбины.
Передняя часть цилиндра для
большинства типов турбин соединя-
ется с передней фундаментной пли-
той с помощью гибкой опоры, кото-
рая обеспечивает свободу переме-
184
щений цилиндра при тепловых рас-
ширениях вдоль продольной оси
турбины и имеет большую жест-
кость в вертикальном и поперечном
направлениях.
В зависимости от типа турбины
количество гибких опор и их подсое-
динение разные. У турбин типов
Р-1,5-15/3, Т-6-35/1,2, К-6-35,
К-12-35 и др. корпус переднего под-
шипника прикреплен к нижней по-
ловине цилиндра с помощью полу-
фланца. Для этих типов турбин ус-
танавливают одну гибкую опору,
которая в верхней части жестко кре-
пится к приливам в районе горизон-
тального разъема нижней половины
цилиндра, а внизу жестко крепится
к фундаментной плите.
Для турбин типов ПТ-12-35/10,
П-6-35/5, Р-6-35/5, ПР-6-35/10/5 пе-
редний подшипник крепится полу-
фланцем к цилиндру турбины. У это-
го типа турбин устанавливают в пе-
редней части по две гибкие опоры,
одну из которых в своей верхней
части крепят к нижней половине
цилиндра, а вторую — к фланцу го-
ризонтального разъема переднего
подшипника. В нижней части обе
гибкие опоры жестко закрепляют
на фундаментной плите.
Для турбин типов ПТ-25-90/10,
ПР-12-90/15/7, Р-12-90/31,
Р-4-20/2ТК соединение цилиндра с
передним подшипником осуществля-
ется с помощью лап, поперечных и
вертикальных шпонок. На турбинах
этого типа устанавливают по две
гибкие опоры, которые в верхней ча-
сти жестко крепят к корпусу перед-
него подшипника, а в нижней — к
фундаментной плите.
Независимо от количества опор
и способа их крепления при установ-
ке турбины на фундаменте необхо-
димо обеспечить такое положение
гибких опор, чтобы их жесткость и
влияние на расцентровку валов бы-
ли одинаковы как в холодном, так и
в рабочем состоянии турбины. Это
условие обеспечивается, если при
установке турбины создать предва-
рительное натяжение верхней части
гибких опор от вертикального поло-
жения, равное 1/2 полного теплового
расширения турбины в сторону, про-
тивоположную направлению тепло-
вого расширения (см. с. 10).
Предварительно натяжение гиб-
ких опор, которые верхней частью
крепят к приливам нижней полови-
ны цилиндра, производят установ-
кой дистанционной прокладки
(рис. 10 2, а) между цилиндром тур-
бины и гибкой опорой, которую пос-
ле установки цилиндра на фунда-
менте и обтяжки фундаментных бол-
тов вынимают. Предварительное на-
тяжение гибких опор, которые в
верхней части крепятся к фланцу
горизонтального разъема или корпу
су подшипника, производят смеще-
нием нижней опорной части гибкой
опоры с помощью специальных при-
способлений (рис. 10.2, б).
Особое внимание при установке
цилиндра на фундамент
(рис. 10.2, в) должно быть уделено
плотности прилегания фундамент-
ных плиток к бетону. Плитки долж-
ны прилегать к бетону плотно всей
поверхностью и иметь отклонение по
уровню в любую сторону не более
0,5 мм/м. Если это требование не
обеспечивается, то производится вы-
рубка на бетоне гнезд глубиной 10—
15 мм с последующей очисткой и
промывкой водой этих мест. Гнездо
заливают цементным раствором, и
в него вдавливают плитки проверяя
их положение по уровню. На них
устанавливают парные клинья.
Под передней фундаментной пли-
той должно быть подготовлено два
опорных места строго по продоль-
ной оси турбины, под задней — по
поперечной оси и по два опорных
места возле каждого фундаментного
болта.
Аналогично подготавливают
опорные места под статор и подшип-
ники генератора и возбудителя.
При монтаже конденсационных
турбин до установки цилиндра необ-
емещеняя опоры; 4 фуцда-
А — предварительный натяг
Рис. 10.2. Схема установки гибких опор
I — корпус подшипника, 2 —'гибкие опоры: J
нектная плитка 5—цилиндр турбины. 6— д
гибкой опоры (дистанционная пластина}
185
ходимо завести на свое место кон-
денсатор с выверкой его положения
по продольной и поперечной осям
турбины и завести переходной пат-
рубок
Перед установкой на фундамент
корпуса подшипников проверяют на
плотность. На подготовленные опор-
ные места устанавливают корпуса
подшипников с фундаментными пли-
тами и цилиндр турбины, а также
статор генератора, подшипник гене-
ратора и возбудитель. Установлен-
ные статорные детали предваритель-
но центруют по расточкам под мас-
ляные паровые уплотнения по стру-
не с точностью ±0,2 мм, после чего
в цилиндр укладывают ротор турби-
ны и устанавливают турбину по
уровню. Цилиндр устанавливают
методом «на трех точках», т. е. все
вертикальные перемещения цилинд-
ра и корпусов подшипников осуще-
ствляют с помощью клиновых под-
кладок, подложенных строго по про-
дольной оси переднего подшипника
и поперечной оси под задними фун-
даментными плитами.
Ротор турбины устанавливают
так, чтобы шейка вала заднего под-
шипника имела нулевое полойеййе
по уровню с точностью ±0,1 мм/м.
Передняя шейка в этом случае бу-
дет иметь уклон в 2 раза больше
статического прогиба ротора. Поло-
жение цилиндра вдоль продольной
оси турбины в этом случае опреде-
ляется автоматически. В поперечном
направлении показания уровня, раз-
мещаемого на разъеме цилиндра,
должны быть-близкими к нулю или
равными, но противоположно на-
правленными.
После установки цилиндра по
уровню необходимо проверить поло-
жение ротора по расточкам масля
ных уплотнений, обойм концевых
уплотнений и расточке плавающего
масляного уплотнения переднего
подшипника. Результаты проверки
сравниваются с паспортными значе-
ниями, полученными при стендовой
сборке турбины.
Зафиксировав положение гори-
зонтального разъема цилиндра, кор-
186
пусов подшипников по уровню в
продольном и поперечном направле-
ниях, а также положение ротора по
уровню и по расточкам под конце-
вые и масляные уплотнения, заво-
дят все клиновые подкладки возле
фундаментных болтов и приступают
к обтяжке болтов.
Несмотря на кажущуюся боль-
шую жесткость корпусных деталей,
при неправильной обтяжке фунда-
ментных болтов можно создать
большие деформации в цилиндре и
корпусах подшипников. По этой при-
чине обтяжка фундаментных болтов
должна производиться при постоян-
ном контроле за неизменностью всех
измерений по уровню и контроль-
ным расточкам, полученным до на-
чала обтяжки.
В порядке опыта заводом разра-
ботана технология окончательной
сборки паровых турбин на заводе и
ввод в эксплуатацию без вскрытия
на электрической станции с обеспе-
чением повторяемости всех зазоров
и установочных размеров. Такая
технология базируется на специаль-
ной сборочной и монтажной осна-
стке. Изменение положения цилинд-
ра можно проследить на рис. 10.3 по
измеренному прогибу цилиндра
турбины ПТ-12-35/10 на различных
стадиях сборки. Прогибы измеряли
с помощью 10 индикаторов, уста-
новленных на жестких основаниях.
При разобранной турбине (снята
верхняя половина цилиндра, вынут
ротор и диафрагмы) стрелки инди-
каторов были установлены на 0. Да-
лее последовательно собирали тур-
бину и записывали показания инди-
каторов. После обтяжки фундамент-
ных болтов проверяют следующие
позиции:
I) прилегание опорных колодок
вкладышей подшипников к расточ-
кам корпусов подшипников по крас-
ке (требуется 12—17 пятен в квад-
рате 25X25 мм);
2) .прилегание шеек вала ротора
к расточкам нижних половин вкла-
дышей подшипников (шейка вала
должна прилегать по всей длине
вкладыша на дуге примерно 60°);
3) перекос упорного гребня рото-
ра относительно опорной поверхно-
сти упорного подшипника. Перекос
в направлении верх — низ, а также
лево—право на внешнем диаметре
упорного гребня не должен превы-
шать 0,02 мм. Измерения проводят
индикаторным нутромером или
штихмасом;
4) неизменность положения рото-
ра, цилиндра и корпусов подшипни-
ков по уровню, полученному до на-
у,мкм
Рис. 10.3 Прогиб цилиндра турбины ПТ-12 35/10.
I — длина цилиндра: и — прогиб цилиндра
187
чала обтяжки фундаментных болтов,
неизменность положения ротора по
расточкам концевых и масляных уп-
лотнений,
5) прилегание опорных поверх-
ностей гибких опор к фундаментной
плите, для чего предварительно от-
пускают болты крепления гибких
опор. Щуп толщиной 0,06 мм не дол-
жен проходить в стык сопрягаемых
поверхностей. Одновременно прове-
ряют вертикальность расположения
полотна гибкой опоры;
6) плотность прилегания задних
лап цилиндра к фундаментным пли-
там при отпущенных дистанционных
болтах;
7) равномерность нагружения
лап цилиндра (для турбин, цилиндр
которых соединяется с корпусами
подшипников поперечными шпон-
ками)
Равномерность распределения
нагрузок определяется с помощью
динамометров и индикатора. Дина-
мометры с установленными в них
индикаторами ввертываются в лапы
цилиндра и по вспомогательным ин-
дикаторам фиксируют момент отры-
ва лапы от шпонки. По показаниям
индикатора, установленного на ди-
намометре, с помощью переводных
таблиц, прилагаемых к каждому ди-
намометру, определяют нагрузку,
действующую на лапу цилиндра.
Чтобы избежать ошибок при этих
измерениях, подъем лап, фиксируе-
мый дополнительным индикатором,
следует производить строго на одно
и то же расстояние для всех лап в
пределах 0,05—0,1 мм. Результаты
измерений необходимо сравнить с
паспортными данными, полученны-
ми при стендовой сборке.
Для оценки правильности уста-
новки цилиндра определение абсо-
лютной величины нагрузки на лапы
не является обязательным. Установ-
ка считается удовлетворительной,
если разность нагрузок левой и пра-
вой лап не превышает 10 %. Оценку
равномерности распределения на-
грузок можно произвести с помощью
индикатора по деформации лап пос-
ле поочередного удаления из-под
188
них поперечных шпонок. Если раз-
ность деформаций передних или
задних лап не превышает 10 % сред-
него значения, то установка цилинд-
ра считается удовлетворительной.
Если выемка шпонок затрудне-
на, то нагрузки можно оценить с по-
мощью двух индикаторов: один из
них устанавливают на лапу, кото-
рую будут приподнимать, а вто-
рой — с противоположной стороны.
При подъеме первой лапы наблюда-
ют момент отрыва второй лапы и
фиксируют показания обоих индика-
торов. Затем отпускают первую ла-
пу и поднимают вторую, наблюдая
по индикатору, когда произойдет
отрыв первой лапы на то же рас-
стояние, что и при первом измере-
нии. Если деформации обеих лап
одинаковы, одинаковы и нагрузки,
действующие на них. При подтверж-
дении вышеуказанными проверками
паспортных данных установку кор-
пусов можно считать законченной.
При монтаже турбин для приво-
да питательных насосов типа К-17,
К-12-1 ОПА, монтируемых на метал-
лических фундаментах, требования
по установке фундаментных плит
остаются такими же, как и для тур-
бин на бетонном фундаменте. Места
нод установку опорных плиток при-
шабривают, и после установки тур-
бины опорные плитки приваривают
к фундаменту, а опорные плитки и
клиновые подкладки обваривают.
Подливку бетоном фундаментных
плит на металлическом фундаменте
производят после наварки на фун-
дамент арматуры и закрепления ме-
таллической сетки.
Установка турбин с редукторами,
например, К-6-10, К-7-10, начинается
с установки редуктора, который при-
нимается за базу, и к нему прицен-
тровывают другие агрегаты. Корпус
редуктора устанавливают в горизон-
тальное положение с точностью
0,1—0,2 мм/м (измерения произво-
дят по плоскости горизонтального
разъема). При обтяжке фундамент-
ных болтов контролируют плотность
прилегания между собой корпуса
редуктора, прокладок и опорной
плиты при отпущенных болтах креп-
ления редуктора к опорной плите;
скрещивание осей шестерни и коле
са; которое не должно превышать
0,05 мм/м; неизменность уклонов
горизонтального разъема.
После обтяжки фундаментных
болтов приступают к обтяжке бол-
тов крепления корпуса редуктора к
опорной плите. После обтяжки всех
болтов измеряют скрещивание осей
шестерни и колеса; параллельность
шестерни и колеса с помощью при-
способления, пятна контакта зацеп-
ления по свинцовым оттискам или с
помощью обмеднения зубьев.
10 2. РЕВИЗИЯ РОТОРА И ЭЛЕМЕНТОВ
ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ
При ревизии ротора, как прави-
ло, проверяют: бой шеек вала рото-
ра (не должен превышать 0,02 мм),
бой вала на участках между диска-
ми (после регулирующей ступени
отклонение не должно превышать
0,05 мм); торцевой бой и конусность
гребня упорного подшипника (бой
не должен превышать 0,02 мм, ко-
нусность — 0,01 мм); для жестких
муфт — торцевую поверхность на
бой и конусность (допустимый тор-
цевой бой не более 0,02 мм, допусти-
мая конусность не более 0,02 мм)
При ревизии ротора проверяют
поверхности шеек вала, упорного
гребня, муфты; особое внимание об-
ращают на отсутствие забоин, рисок
и коррозии Проверяют отсутствие
забоин и вмятин на кромках лопа-
ток и бандажах. Бандажи должны
плотно прилегать к лопаткам (щуп
0,05 мм не проходит).
Плотность горизонтального разъема ци-
линдра проверяют пластинчатым щупом с
внутренней и наружной сторон при уста-
новке и обтяжке 1/3 крепежа. Разъем счи
тается плотным, если щуп 0,05 мм не про-
ходит в стык с внутренней и наружной
сторон.
При проверке горизонтального разъема
еще раз проверяют плотность прилегания
боковых лап цилиндра (для конденсацион-
ных н отборных турбин) к фундаментным
плитам. Необходимость такой проверки вы-
звана тем, что при закрытии цилиндра и
обтяжке крепежа жесткость цилиндра, а
следовательно, и его статический прогиб
могут измениться в несколько раз.
Если ось расточки под диафрагменные
и концевые уплотнении не совпадает с
осью вала, то при установке уплотнений ра-
диальный зазор по их усикам будет нерав-
номерным, что может привести к задевани-
ям ротора и его искривлению при работе
турбины.
При сборке турбин на заводе пронэво
дит центровку и фиксацию диафрагм и
обойм концевых уплотнений с точностью
0,1 мм. Если в процессе монтажа повторе
но стендовое положение цилиндра, то от-
клонения в центровке диафрагм от завод-
ской сборки будут минимальными, и в этом
случае проверка центровки сводится к оп-
ределению радиальных зазоров в уплотне
и них, которые вверху и внизу определяют-
ся с помощью свинцовых оттисков, а бо-
ковые — с помощью пластинчатого щупа.
Если зазоры в уплотнениях отличаются от
паспортных значений, то необходимо про
извести дополнительную центровку диа-
фрагм . Так как центровку диафрагм по
ротору делать трудно из-за неудобств про-
ведения измерений, применяют фальш вал.
При изготовлении фальшвала шейки его
должны быть одинаковыми с шейками ро-
тора (I]. Трубу для фальшвала подбира-
ют такого диаметра, чтобы статический про-
гиб ротора и фальшвала был одинаковым.
БРР
ЗМЕ/ '
где / — статический прогиб ротора, см; Р -
нес трубы, Н, / — расстояние между вкла-
дышами, см, Е—модуль упругости (для
стали £=2,11-10’ Н/см4, 2,15-10е кгс/см2);
л
gj(D4—d’J — момент инерции, см4;
D. d — наружный и внутренний диаметры
трубы, см.
Центровку диафрагм можно также
проверять по струне или по оттискам на
свинцовых призмах по валу ротора. Цент-
ровка диафрагм по струне дает удовлетво-
рительные результаты в поперечном на-
правлении, в вертикальном направлении
центровку по струне выполнять нежела-
тельно. так как статический прогиб стру-
ны определять практически не представля-
ется возможным, а использование расчет-
ных значений этого прогиба может приве-
сти к большим ошибкам.
Диафрагмы в цилиндре турбин КТЗ
устанавливают с помощью специальных
подвесок, прикрепленных к диафрагме и
опирающихся на фрезерованные площадки
в плоскости горизонтального разъема, что
обеспечивает свободу тепловых расширений
диафрагмы. В поперечном направлении в
цилиндре фиксируется только нижняя по-
ловина диафрагмы с помощью шпонки, ко
торан к телу диафрагмы фиксируется при-
зов ными штифтами и входит в паз, про
фрезерованный в цилиндре (см. рис. 3.16).
Верхняя половина диафрагмы в попе-
речном направлении фиксируется ОТНОСН-
189
тельно нижней с помощью вертикальной
шпонки, устанавливаемой по разъему диа-
фрагмы.
При проверке центровки необходимо
проверить зазор в нижней шпонке в попе-
речном направлении, а также убедиться,
что подвески диафрагм в плоскости гори
зонталыюго разъема обеспечат свободу
теплового расширения диафрагм и не соз-
дадут распорных усилий при закрытии ци-
линдра.
Для турбин, цилиндры которых опи-
раются на подшипники с помощью лап,
центровку обойм концевых уплотнений и
диафрагм нужно производить с учетом то-
го, чго при работе турбины происходит
подъем цилиндра на расстояние теплового
расширения лап в вертикальном направле
нин, для турбин КТЗ этот размер состав
Проверку радиальных зазоров в верх
ней и нижней частях цилиндра по конце-
вым, диафрагменным. надбандажным
уплотнениям производят с помощью свин-
цовых оттисков; при этом подвижные сег
менты уплотнений предварительно подклн
нивают деревянными или алюминиевыми
клиньями.
Осевые и радиальные зазоры проточной
части в плоскости горизонтального разъема
проверяют с помощью клинового и пла-
стинчатого щупов. Места измерений и до-
пустимые размеры зазоров указывают в
паспорте турбины.
При измерении зазоров проточной ча-
сти ротор должен быть прижат к рабочим
колодкам упорного подшипника Измерения
производят в двух положениях ротора —
в исходном и после поворота на 90°. Если
размеры осевых зазоров разнятся, тогда
проверяют бой дисков.
После измерений зазоров проточной ча-
сти проверяют разбег ротора в упорном
подшипнике. Ротор прижимают к рабочим
колодкам упорного подшипника, вынимают
нерабочую сторону упорного подшипника
и по индикатору определяют разбег рото-
ра против хода пара Этот разбег должен
быть не менее чем на 0,3 мм больше раз-
бега и упорном подшипнике. Затем удаля-
ют рабочую сторону упорного подшипника
и проверяют разбег ротора по ходу пара.
После проверки зазоров прогочной части
проводят пробное закрытие цилиндра с
установкой призонных болтов и проверяют
разбег ротора, плотность горизонтального
разъема и легкость проворачивания ро
При ревизии парораспределения (см.
рис 6.15) проверяют, плотность разъема
крышки парораспределения к клапанной
коробке, зазоры между штоками и уплот-
нительными кольцами, для чего разбирают
уплотнения шгоков парораспределения; со-
ответствие ходов каждого регулирующего
клапана паспортным данным; плотность
прилегания клапанов к седлам; возмож-
ность свободного перемещения траверсы в
190
поперечном направлении на штоках, чисто-
ту сопловых камер. Разъем клапанной ко-
робки собирают на паровой мастике следу-
ющего состава, льняное полимеризованное
масло или натуральная олифа и графит че-
шуйчатый в консистенции сметаны, или су-
рик свинцовый — 40%, графит — 40%, бели-
ла свинцовые густотертые — 20%, льняное
полимеризованное масло или натуральная
олифа 5 ФО — 520 г на 1 кг сухой смеси.
При ревизии парораспределения отбо-
ров проверяют зазоры между поворотным
кольцом и сопловой коробкой и перекры-
ши окон в положении полного закрытия.
Взаимное положение поворотного кольца и
сопловой коробки в положений полного за-
крытия целесообразно отметить до закры-
тия цилиндра выполнением небольшого над-
реза, доступного для наблюдения через
лючок после закрытия цилиндра.
Подсоединения внешних трубопроводов
и конденсатора следует производить таким
образом, чтобы усилия и моменты сил, пе-
редаваемые на турбину, не превышали ука-
занных в компоновочном чертеже турбины
конкретного типа. Если в период монтажа
учесть конкретные особенности компоновки
машинного зала, трассировки трубопрово
дов и условия их работы, можно за счет
создания предварительных натягов или
установки неподвижных и подвижных опор
и пружинных подвесок значительно снизить
эти усилия.
После выполнения всех проверочных
работ по проточной части подготавливают
цилиндр к закрытию. Из нижней половины
цилиндра вынимают все диафрагмы, обой-
мы уплотнений, вкладыши подшипников
Все посадочные места цилиндра, диафрагм,
концевых уплотнений, а также крепеж на-
тирают сухим чешуйчатым графитом
Проверяют все фланцы отборов и их
подсоединения к трубопроводам.
Внутренние поверхности цилиндра и
корпусов подшипников продувают сжатым
воздухом. Сборку деталей в цилиндре,
укладку ротора, осмотр проточной части
перед закрытием производят в присутствии
ответственных представителей монтирую-
щей организации и электростанции. Перед
закрытием цилиндра ротор смещают по хо-
ду пара на 1,7—1,9 мм, чтобы избежать по-
вреждений уплотнений и лопаток при опу-
скании крышки цилиндра Крышку цилинд-
ра при подъеме вывешивают так, чтобы
плоскость разъема располагалась горизон
тально
На горизонтальный разъем наносят па
ровую мастику, а резьбовые поверхности
крепежа натирают сухим чешуйчатым гра-
фитом или мастикой следующим составом-
глицерин—ЮОО г, графит — 286 г, порош-
ковая медь —142 г
Обтяжку крепежа горизонтального
разъема для турбин высокого давления
проводят в два этапа: сначала обтяжку на
холодную с удлинителем 2 м для гаек М90,
М76—2 чел., М48—! чел., затем нагрева -
ют шпильки смешивающим газовым нагре-
вателем и дополнительно поворачивают
гайки на угол, указанный в чертеже обще
го вида турбины. Для каждого типа шпи-
лек дополнительный угол поворота разный
в зависимости от диаметра и длины
шпильки
Центровку роторов по полумуфтам вы
полняют для того, чтобы после соединения
полумуфт ось одного вала являлась про-
должением оси другого. Чем точнее будет
выполнена центровка, тем меньше будут
знакопеременные нагрузки на подшипники
и в валах роторов Допуски на центровку
зависят от того, каким типом муфт соеди-
няют роторы и сколько опор имеет каж-
дый ротор Для гибких муфт допустимые
смещение и излом осей на внешнем диамег
ре муфты составляют 0,1 мм, для жестких
муфт при четырехопорной конструкции —
0,02 мм. Для турбин типов Р-6-35, П 6-35,
роторы которых имеют по два подшипни-
ка, а ротор генератора — один подшипник,
допустимое смещение осей составляет
0,02 мм; роторы центруют с раскрытием по-
лумуфт внизу с изломом по осям 0.12—
0,17 мм Такую центровку выполняют с
целью перераспределения нагрузок на под-
шипники. и если ее не выполнить, то сред
пий подшипник будет перегружен. Для не-
зависимого проворачивания каждого рото-
ра при центровке роторов трехопорпой
конструкции временно устанавливают чет-
вертый подшипник или люнеты.
Так, для турбин Р-6-35 и П-6-35 люне-
ты устанавливают и специальные приливы
корпуса подшипника турбины и ротор гене-
ратора опирается на люнеты поверхностью
полумуфты. Если ось поверхности времен-
ной опоры точно совпадает с осью рогора
генератора, то центровку проводят добива-
ясь требуемых результатов перемещением
заднего подшипника генератора и переме-
щением люнегов.
Ввиду того чго требование к обработке
поверхности полумуфты ниже, чем к обра-
ботке шеек роторов, до начала центровки
необходимо проверить бой поверхности по-
лумуфты относительно вала рогора и по
полученным результатам проверки скоррек-
тировать центровку роторов.
При перемещениях подшипника генера-
тора в период центровки необходимо сле-
дить за распределением зазоров во вклады
ше генератора вдоль оси; этот зазор дол-
жен быть таким, чтобы обеспечивалась воз
можность вывода полумуфты генератора
из расточки полумуфты турбины без сме-
щения корпуса подшипника. Контролируют
также равномерность боковых зазоров ио
длине вкладыша, плотность прилегания
вкладыша к постели корпуса и концентрич-
ность ротора относительно расточек под
масляные уплотнения. По окончании цент
ровки роторов устанавливают ста гор в осе-
вом направлении и центрируют его
После окончания центровки роторов
производят сварку клиньев между собой и
к подкладным плиткам, поверхность бетона
тщательно очищают и делают подливку
фундаментных плит бетоном марки не ни-
же 300, который не должен иметь фрак-
ций щебня более 16 мм (иначе невозможно
добиться плотного заполнения бетоном все-
го пространства под фундаментными пли-
тами). Подливают бетон без перерыва до
полного окончания процесса. Для проверки
качества бетона -одновременно заливают
пробные кубики
Через 6—8 дней после подливки бетона
повторно проверяют центровку роторов по
полумуфтам и, если результаты проверки
соответствуют требуемым допускам, соби-
рают муфты.
Жесткие муфты соединяют предвари-
тельно временными болтами с равномерной
нх обтяжкой. Затем проверяют смещение
осей валов (коленчатость валов) Для
трехопорной конструкции при этой проверке
устанавливают вертикально по одному ин-
дикатору на шейку заднего подшипника ро-
тора турбины н на вал рогора i-енератора
вблизи муфты на контрольный поясок и
проворачивают роторы на 360°.
Для четырехопорной конструкции пред-
варительно удаляют задний вкладыш тур-
бины, а индикаторы устанавливают на шей-
ки роторов турбины и генератора. Макси-
мальный бой по показаниям обоих индика-
торов не должен превышать 0,06 мм.
Для проверки качества торцевых по-
верхностей муфт и равномерности затяжки
болгоп проводят маятниковую проверку,
для чего на вал ротора в районе переднего
подшипника турбины устанавливают два
индикатора (в вертикальном и горизонталь-
ном направлениях) таким образом, чтобы
можно было выкатить вкладыш, не сбивая
их показаний. С помощью приспособления
для оживления вкладыша поднимают ротор
на 0,1—0,15 мм, и выкатывают вкладыш.
Вместо него устанавливают специальный
вкладыш с проточкой под трос, и ротор
вывешивают иа гибком тросе длиной не ме-
нее 2,5 м. Постепенно натягивая трос, опу-
скают приспособление для оживления вкла-
дыша до полного его освобождения, при
этом индика гор, фиксирующий положение
роторов в вертикальном направлении, дол-
жен быть доведен до показаний соответст-
вующего положения ротора на вкладыше.
Проворачивая роторы, фиксируют показа-
ния индикатора в поперечном направлении.
После поворота на 360° показание индика-
тора в вертикальном направлении должно
совпадать с первоначальным. Бой вала в
поперечном направлении не должен превы-
шать 0,05 мм на 1 м длины ротора. После
окончания проверок временные болты по-
очередно вынимают, разворачивают отвер-
стия и устанавливают призонные болты
После установки двух диаметрально
противоположных болгов операции по про-
верке маятникового боя и коленчатости не-
обходимо повторять Чтобы при установке
болтов не внести небаланс, диаметрально
191
противоположные болты подгоняют по
массе с точностью до 5 г. После установки
В обтяжки всех штатеых болтов новторно
делают маятниковую проверку и проверку
коленчатости.
Если при разворачивании противопо-
ложные отверстия оказываются разного
диаметра, то болт, устанавливаемый в
большее отверстие, должен быть тяжелее
Величина, на которую необходимо увели-
чить массу болта, определяется массой сня-
того в муфте металла при разворачивании
отверстия.
Перед закрытием подшипников необхо-
димо проверить плотность горизонтального
разъема корпусов подшипников и масляных
уплотнений, боковые зазоры и зазоры в
верхних половинах вкладышей, натяг кры-
шек корпусов на вкладышах, зазоры в мас-
ляных уплотнениях, осевой разбег ротора в
упорном подшипнике при закрытом перед-
нем подшипнике. Результаты всех измере-
ний заносят н паспорт турбины. После это-
го очищают картеры в подшипники закры-
вают предварительно со спитыми верхними
половинами вкладышей тля прокачки
масла.
Основным требованием при монтаже
мае мной системы является обеспечение чи-
стоты всех внутренних поверхностей, омы-
ваемых маслом, и обеспечение плотности
всех соединвкий. С этой целью все элемен
ты маслосистемы подвергают разборке, очи-
стке и консервации. Трубопроводы масля-
ной системы перед отправкой с завода под-
вергают химической очистке и закрывают
с обеих сторон деревянными пробками. Тру-
бопроводы диаметром до 70 мм поставля
ют прямыми участками.
При изготовлении трубопроводов на
месте монтажа резать их следует механи-
ческими средствами, что предотвращает по
падание во внутренние полости металличе-
ского грата и образование окалины. При
этом улучшается качество подготовки сты-
ков под сварку. С этой же целью следует
производить аргоно-дуговую сварку стыков.
При изготовлении трубопроводов нель-
зя допускать больших натягов. С целью их
выявления делают контрольную сборку пос-
ле изготовления маслопроводов.
После контрольной сборки проводят
контроль качества сварных соединений и
гидравлическое испытание напорных масло-
проводов давлением 1,25 рабочего, в слив
ных — давлением 0,49 МПа.
Чистку маслопроводов можно прово
дить различными скособами. Наиболее до-
ступный, но малопроизводительный спо-
соб — ручнвя .механическая очистка ерша-
ми. Применение ершей на гибких шлангах
с приводом от малооборотного электродви-
гателя позволяет намного облегчить и уско-
рить процесс очистки.
Механическая очистка дает хорошие
результаты для удалении всех видов за-
грязнения, во оказывается невозможной
для трубовроводов малого диаметра. Хо-
192
рошие результаты по очистке маслопрово
дов дает комбинированный способ механи
ческой и химической чистки с применением
раствора ортофосфорной кислоты.
Трубы маслопроводов глушат с одной
стороны пробками, заливают 20%-ным ра-
створом ортофосфорной кислоты (плот-
ность но ареометру 1.12} и выдерживают в
течение 4—5 ч, после чего раствор сливают
и трубы промывают водой. Для консерва
ции труб применяют 5%-ный раствор орто-
фосфорной кислоты, который заливают
ввовъ в промытые трубы и выдерживают в
течение 15—20 мин. После консервации
трубы просушивают горячим воздухом и
окончательно собирают.
10.3. ПУСК ТУРБИНЫ И ИСПЫТАНИЕ
СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ
Порядок проведения отдельных
операций по подготовке к пуску
турбоустановки может изменяться,
некоторые операции можно произво-
дить одновременно с целью сокра
щения времени подготовки к пуску
Наиболее длительной операцией
подготовки после монтажа и капи-
тального ремонта является промыв-
ка системы маслоснабжения и под-
шипников.
Перед заливкой масла в масля-
ный бак проверяют его чистоту и
исправность арматуры. Масляный
бак должен быть гидроиспытан на-
ливом воды. В масляный бак зали-
вают масло марки, требуемой для
данного типа турбины (Т22 или
Т46), соответствующее ГОСТ 32-74.
Бак заполняют с помощью фильт
ропресса или центрифуги до верх-
него уровня, затем заполняют всю
маслосистему и подкачивают в бак
дополнительное количество масла.
Промывку подшипников можно про-
изводить несколькими способами,
ниже описан один из них.
Трубы масляной системы промывают
всеми насосвми поочередно. Для качествен-
ной промывки необходимо обеспечить мак-
симально возможные скорости масла
В этих целях масло прокачивают при сня-
тых верхних половинах вкладышей и с ис-
пользованием обводных линий, для чего на-
порные маслопроводы, подводящие масло к
заднему подшипнику турбины, подшипни-
кам гвкератора, возбудителя и масляным
уплотнениям генератора, соединяют вре-
менными перемычками со сливными масло-
проводами. Между блоком регулирования
и крышкой переднего подшипника ставят
металлический лист толщиной 2—3 мм, что-
бы отглушить подводы и слявы масла бло-
ка регулирования.
Через передний подшнпнвк турбин КТЗ
нельзя прокачивать масло при снятой верх-
ней половине вкладыша, тек как в этом
случае масло не будет поступать в масло-
проводы остальных подшипников и будет
все сливаться через передний подшипник.
Поэтому на трубопроводе подвода масла
на входе в главный масляный насос и на
трубопроводе подвода масла высокого дав
ления устанавливают фильтрующие сетки с
несколькими слоями марли со стороны под
вода масла Для обеспечения циркуляции
масла в процессе промывки по трубопрово-
ду высокого давления необходимо аэвести
автоматический затвор и дастанционный
выключатель и на несколько оборотов по-
вернуть в направлении открытия штурвал
стопорного клапана. В этом случае напор-
ное масло, пройдя через обратный клапан
(см. рис. 81), поступает к масляному при-
воду стопорных клапанов и слявается в
сливной маслопровод. Прокачку следует
производить при температуре масла 50—
60 °C. В период прокачки необходимо пе-
риодически оунщать сетки маслофильтра н
заменять марлю на сетках, установленных
на маслопроводах. После выполнения про
качки по обводным линиям следует демон-
тировать перемычки, подсоединить масло-
проводы к подшипникам, снять металаиче-
ский лист, установленный ранее между бло-
ком регулирования и крышкой подшипника,
и продолжить прокачку масла через под-
шипники при удаленных верхних половинах
вкладышей.
Продолжительность прокачки должна
быть не менее 8 ч. Решение об окончании
прокачки может быть принято по анализу
масла, в том случае, если отложения на
марле после последних двух часов прокач-
ки отсутствуют.
После окончания прокачки нужно слить
масло из маслобака, очистить маслобак и
залить чистое масло. Произвести ревизию
подшипников и их окончательную сборку.
При окончательной сборке переднего под-
шипника фильтрующую сетку на всасе на-
соса-регулитора сохранить в течение всего
периода пусконаладочных работ. В этот пе-
риод необходимо следить за чистотой этой
сетки по показаниям манометров, измеряю-
щих давление перед и за сеткой. При уве-
личении перепада давления на 0,01 МПа
подшипник необходимо вскрыть и очистить
сетку. После того как система промыта и
собрана согласно чертежу, следует откор-
ректировать предварительно дроссельные
диафрагмы, определяющие расход масла на
подшипники, при работе пускового насоса.
Уточняют дроссельные диафрагмы на под-
шипники при работе турбины на холостом
ходу и под нагрузкой по перепаду темпера-
тур на подшипниках Кроме того, при по-
вышенной температуре проверяют зазоры
вкладышей подшипников и их соответствие
паспортным.
До начала пусконаладочных работ
должны быть закончены все работы по мон-
тажу турбины н генератора, выполнена теп-
ловая изоляция турбины и трубопроводов,
закончен монтаж контрольно-измеритель-
ных приборов и автоматики.
Пусконаладочные работы включают в
себя следующие операции
1) продувку паропровода свежего пара;
2) проверку масляной системы с на-
стройкой автоматики включения аварийного
масляного насоса и защит на стоящей тур-
31 для конденсационных турбин — про-
верки плотности вакуумной системы, про-
мывку трубопроводов циркуляционной во-
ды и конденсатеых трубопроводов, обкат-
ку циркуляционных и кондвксатиых на-
сосов;
4) проверку плотности системы охлаж-
дения генератора,
5) пробный пуск турбоагрегата с про-
веркой и настройкой элементов защиты, ав-
томатических устройств, сигнализации и
регулирования;
6) комплексное опробование иод на-
грузкой с проверкой динамических качеств
системы регулирования на сброс нагрузки.
Продувку паропровода саежего пара
производят паром номинальных парамет-
ров Дла выполнения продувки паропрово-
да стопорный клапан снимают и к фланцу
паропровода подсоединяют продувочный
паропровод диаметром не менее 0,75 диа-
метра продуваемого паропровода. Как про-
дувочный, так и основной паропроводы
должны быть надежно закреплены. Для за-
щиты от вовреждений арматуру паропро-
вода разбирают и щечки задвижек выни-
мают, а зеркала запорных поверхностей
корпуса задвижек защищают защитными
шайбами Расход пара регулируется за-
движкой на котле или на продувочном па-
ропроводе. Продувка максимальным расхо-
дом ведется 10—15 мин.
До включения е работу масляных на-
сосов следует проверить уровень масла в
маслобаке, открыть запорную арматуру по
маслу в обоих маслоохладителях, убедить-
ся, что все маслопроводы смонтированы и
удалены все сетки на подводах к подшип-
никам, которые устанавливвлись в период
прокачки маслосистемы. Затем включают в
работу пусковой маслонасос. После запол-
нения системы маслом проверяют плотность
всех соединений, а после прогренв масла до
30—35 °C проверяют защиту.
Проверку действия элементов системы
защиты осуществляют следующим образом:
1) проверяют работу стопорного кла-
пана, автоматического затвора, дистанцион-
ного выключателя, реле осевого сдвига, бы-
строзапорного клайана-заклопки (на регу-
лируемых и нерегулируемых отборах пара);
193
2) производят поочередную настройку
сбросных клапанов пускового и аварийного
насосов;
3) после настройки сбросных клапанов
проверяют потребляемый электродвигателя-
ми ток;
4) проверяют срабатывание защиты
турбины по снижению давления масла в
системах регулирования и смазки;
5) проверяют в работе валоповоротное
устройство;
6) проверяют срабатывание защиты
турбины по падению вакуума в конденсато-
ре (для турбин с конденсацией пара);
7) для турбин с отбором пара проверя-
ют работу сервомоторов приводов эакло-
пок и плотность запирающего устройства
сервомоторов в их открытом положении.
Пуск турбины можно начинать
после окончания всех монтажных
работ, оформления технической до-
кументации и выполнения предпус-
ковых работ по проверке систем за-
щиты, сигнализации, контрольно-
измерительных приборов и оконча-
ния работ по продувке и промывке
трубопроводов.
Первый пуск проводят под уси-
ленным контролем со стороны экс-
плуатационного персонала станции,
представителей завода-изготовите-
ля и монтажной организации, по
утвержденной программе с соблюде-
нием требований заводской инструк-
ции по пуску и обслуживанию тур-
боустановки. Длительность отдель-
ных операций по прогреву турбины
на различной частоте вращения мо-
жет быть увеличена, за исключени-
ем диапазона критической частоты
вращения, которую необходимо про-
ходить быстро. Последовательность
всех операций по подготовке и пус-
ку указывается в заводской инст-
рукции.
После толчка ротора необходимо
прослушать работу проточной части,
уплотнений подшипников и генера-
тора, убедиться в отсутствии заде-
ваний и проверить уровень масла в
маслобаке. Пуск на нижнем уровне
масла в маслобаке недопустим, так
как увеличивается опасность срыва
работы масляного инжектора, обес-
печивающего подачу масла на под-
шипники.
По мере подъема частоты вра-
щения контролируют изменение виб-
194
рации подшипников и температуру
масла, поступающего на подшипни-
ки, и поддерживают ее в пределах
40—45 °C.
При первом пуске обращают осо-
бое внимание на момент автоматиче-
ского отключения пускового масля-
ного насоса, так как при переходе с
пускового маслонасоса на главный
насос происходит значительное сни-
жение давления масла на смазку и
при преждевременном переходе это
снижение может дойти до недопус-
тимых значений. Причиной сниже-
ния давления масла на смазку в пе-
реходном режиме является резкое
нагружение масляного инжектора
при недостаточном давлении масла,
поступающего на сопло; если инжек-
тор по подаче имеет малый запас,
то может произойти срыв его рабо-
ты. Срыв инжектора может произой-
ти также из-за повышенных расхо-
дов масла на смазку подшипников
(из-за неправильной регулировки
дроссельных диафрагм).
Изменение момента отключения
масляного электронасоса произво-
дят изменением натяжения пружи-
ны реле. Для турбин, укомплекто-
ванных масляным турбонасосом, из-
менение момента отключения турбо-
насоса возможно за счет установки
дополнительного дистанционного
кольца под пружину регулятора тур-
бонасоса.
На работающей на холостом ходу тур-
бине проверяют*
I) вибрацию подшипников, которая не
должна превышать следующих значений:
Номинальная частота
Двойная
амплитуда
вибрация.
1SOO 50
3000 30
5000 ... 15
8000 и более . . 10
2) диапазон изменения частоты вра-
щения от воздействия на синхронизатор,
для чего маховик нужно вывернуть вверх
до упора, изменяя положение синхрониза-
тора через 0,5 оборота его маховика, запи-
сывать изменение частоты вращения турби-
ны. Снятая таким образом характеристика
синхронизатора должна совпадать с пас-
портной. При спятии этой характеристики
частота вращения должна изменяться плав-
но, а механизм парораспределения работать
без заеданий;
3) работу стопорных клапанов, воздей-
ствуя на ручной выключатель автоматиче-
ского затвора, на дистанционный выключа-
тель, на толкатель клапана гидроопробова-
нвя регулятора безопасности, после чего
стопорный клапан мгновенно закрывается
и частота вращения ротора сразу начинает
снижаться,
4) работу регулятора безопасности по
вышением частоты вращения. При этом раз
гон ротора до срабатывания регулятора
безопасности производят на турбинах, име-
ющих разгоищик, — с его помощью; на тур
бинах с противодавлением, не имеющих
разгоншика, — с помощью синхронизатора
и включения регулитора противодавления.
При остановах турбины дая поднастройки
автоматов необходимо принимать меры, не
допускающие попадания холодного возду
ха в цилиндр и камеры концевых уплотне-
ний, чтобы избежать температурных де-
формаций;
5) на протнводавлеических турбинах,
если их пуск производится на выхлоп в ат
мосферу, после срабатывания стопорного
клапана проверяют, закрыта ли задвижка
на выхлопном трубопроводе; на конденса-
ционных турбинах необходимо следить за
подачей пара на уплотнения,
6) срабатывание предохранительных
клапанов на линии противодавления и от-
боров после настройки регуляторов без-
опасности. Настройку предохранительных
клапанов производят иа давление, указан-
ное в чертежах (см. с. 13). Предохра-
нительный клапан на линии противодавле-
ния проверяют прикрытием задвижки на
выхлоп, на отборе — при закрытой задвиж
ке в линию отбора включением регулятора
отбора без подачи парового импульса на
регулятор.
При первых остановах турбины снима-
ют кривую выбега ротора. При 3000 об/мин
выбивают автоматический затвор и после
закрытия стопорного клапана через равные
промежутки времвкн фиксируют частоту
вращения до полного останова ротора. Нор
мальное время выбега ротора обычно со
ставляет 15—25 мин.
После опробования защит турбины не
обходимо поднять частоту вращения до но-
минальной: открыть полностью главную па
ровую задвижку и стопорные клапаны, а
байпасный клапан главной задвижки за-
крыть. У турбни с противодавлением —
прогреть паропровод выхлопа и перевести
работу турбины на коллектор противодав-
ления
Далее со щита управления следует оп-
робовать дистанционное управление турби
ной приводом синхронизатора и убедиться,
что по положению ключа управления «при-
бавить» частота вращения повышается, в
положении «убавить» — частота снижается.
После выполнения операций настояще-
го цикла проводится подготовка и ввод в
действие генератора Следует отметить, что
наладку системы зашиты турбин для при-
вода насосов, компрессоров и вентиляторов
производят с разобщенными муфтами меж-
ду турбиной, редуктором и приводными ме
ханизмами.
Снятие характеристик блока ре-
гулирования. Настройкой блока ре-
гулирования на холодном стенде пре-
дусматривалось, что после нее блок
регулирования поступает на объект
в рабочем состоянии и дополнитель-
ной наладке не подвергается. Но ес-
ли проверка блока потребуется, это
можно произвести, как изложено
ниже.
Испытания проводят на холос-
том ходу турбины при настроенных
и опробованных регуляторах без-
опасности и настроенной всей
остальной системе защиты от недо-
пустимого повышения частоты вра-
щения (в систему входят стопорные
и регулирующие клапаны, органы
парораспределения на регулируе-
мых отборах, т. е. регулирующие
клапаны или поворотные диафраг-
мы для турбин с регулируемыми от-
борами пара, обратные клапаны на
трубопроводах регулируемых и не-
регулируемых отборов пара, дистан-
ционный выключатель стопорных
клапанов и дистанционные выклю-
чатели клапанов-захлопок отборов,
если турбина с отборами пара).
Генератор в электрическую сеть
не включен. Частоту вращения рото-
ра турбины, влияющую на разность
давлений в линиях нагнетания и
всасывания насоса-регулятора, ре-
гулируют открытием стопорного
клапана вручную.
Температуру масла при снятии
характеристик поддерживают за
маслоохладителями постоянной на
уровне 40—45 “С.
Выставляют зазор а (рис. 10.4)
между поршнем сервомотора и
крышкой его при закрытых регули-
рующих клапанах (поворотной диа-
фрагме). Зазор а необходимо уста-
навливать на прогретой турбине.
Паровая коробка прогревается до
более высокой температуры, чем
1S5
13-
Рис. 10 4. Схема изменения расположении
рычага из-за теплового расширения
блок регулирования и, следователь-
но, она поднимается, а вместе с ней
и регулирующие клапаны на высоту
АН—Hz—Hi, которая значительно
больше расширения блока регулиро-
вания ДЛ=Л2—Л| (рис. 10.4). После
прогрева рычаг займет положение
AiBiE, вместо АВБ до прогрева, а
точка С тяги сервомотора за счет
перемещения рычага переместится в
точку С", а не в точку С' из-за теп-
лового расширения блока регулиро-
вания. Таким образом, поршень сер-
вомотора при прогреве перемещает-
ся вверх на расстояние xtssAHi—Д/i
(без учета теплового расширения
рычага, но с учетом передаточного
отношения i) и его необходимо учи-
тывать при установке размера а.
В результате на непрогретой турби-
не необходимо выставлять зазор а
на 5—9 мм больше паспортного, а
затем уточнить его на прогретой
турбине. Если неправильно выстав-
лен зазор а, то нарушается настрой-
ка системы регулирования, и при
сбросе нагрузки регулирующие кла-
паны могут не полностью закрыть-
ся, так как поршень сервомотора
может упереться в крышку сервомо-
тора. Это может привести к разгону
ротора турбины.
Положение сервомотора прове-
ряют после прогрева турбины пу-
тем выбивания автоматического за-
твора. В результате срабатывания
196
реле закрытия регулирующих клапа-
нов происходит посадка регулирую-
щих клапанов на упор. В этот мо-
мент определяют положение указа-
теля сервомотора, который при пра-
вильной установке тяги должен
стать на 0. Если указатель не сов-
падает с положением 0, то тягу
нужно подрегулировать.
Для обеспечения снятия статиче-
ских характеристик по частоте вра-
щения пусковой насос настраивают
на пониженное давление включения
в работу примерно 0,74 МПа для
насоса-регулятора с рю—рго=
=0,88 МПа и 0,54 МПа для насоса-
регулятора с рю—р2о=О,59 МПа.
Определяют разность давлений
в линиях нагнетания и всасывания
насоса-регулятора при номинальной
частоте вращения ротора (по образ-
цовому частотомеру).
Устанавливают разность давле-
ний на отсечном золотнике (рс—рю)
за счет изменения натяжения пру-
жины отсечного золотника согласно
паспорту настройки блока регулиро-
вания и записывают размер по вин-
ту отсечного золотника. Если турби-
на с отбором пара, то выставляют
разность давлений на всех отсечных
золотниках.
При отклонении разности давле-
ний в линиях нагнетания и всасыва-
ния насоса-регулятора от расчетной
необходимо изменить давление в
импульсной линии, но так. чтобы
сохранилось равенство
Рдо— Pc __ Pix —Рох
Ро —Р»О Рох----Р-2Х
На работающей турбине можно
снимать не все статические харак-
теристики блока регулирования, а
только часть их, которая определяет
размеры регулирующих сечений и
диапазон регулирования частоты
вращения и давления пара в отборе.
Ниже рассматривается проверка
настройки блока регулирования на
холостом ходу для двух типов тур-
бин: с противодавлением, с одним
регулируемым отбором пара.
По такому же методу проверяют
блоки регулирования и для других
типов турбин.
Первый способ
Снятие статических характеристик бло-
ка регулирования турбины с противодавле-
нием. Рычаг парораспределения соединен
со своим сервомотором Регулятор давле-
ния устанавливается в положение «Выклю-
чено», проверяется холостой ход турбоаг-
регата по ходу сервомотора при номиналь-
ных начальных и конечных параметрах па-
ра и номинальной частоте вращения Если
он смещен, это учитывается при снятии ха-
рактеристик.
Устанавливают устройство дая измене-
ния частоты вращения в положение, соот-
ветствующее нижней статической характе-
ристике блока регулирования (т. е. вывин-
чивают устройство на ход, указанный в
паспорте настройки блока регулирования).
Изменяя частоту вращения турбины,
характеристику K2A12F2 (см.
Снять участок характеристики.
снимают
рис. 9.5) , . _____г___________,
расположенный левее точки Л'2, т. е. за хо-
лостым ходом турбины, этим способом
нельзя. Характеристики снимают и приво-
дят их к требуемым так же, как при на-
ладке на холодном стенде (см. § 9.3). Да-
лее ставит приспособление для изменения
частоты вращения в нижнее положение, не
доходя до упора на I мм (максимальное
натяжение пружины ТД), и проверяют точ-
ки Ki и А, определяющие возможность
полного открытия регулирующих клапанов
при работе по верхней статической харак-
теристике. Точка А не должна быть левее
положения, указанного в паспорте настрой-
ки, или правого упора сервомотора. Не из-
меняя положения устройства для измене-
ния частоты вращения, ставит регулятор
давления в положение «Включено» (им-
пульс по давлению пара к сильфону отклю-
чен) Устройство для изменеикя давления
пара находится в нижнем положении. Сни-
мают характеристику KiBiMtEt Участок
KkEi характеризует работу на дополнитель-
ном окне трансформатора давления. Если
характеристика EiMtEi отстоит от характе
ристики KtMiE, по ходу сервомотора на
расстояние, указанное в паспорте, то мож-
но предположить, чго площадь окон регу
лятора давления выполнена правильно, при
расположении характеристики EMiEl ле-
вее паспортной площадь окон РД недоста-
точна, при расположении характеристики
EiMtEt правее паспортной — площадь оион
РД велика. В теких случаях при проверке
блока регулирования снимают и характери-
стики по давлению пара. Для возможности
изменения давления в камере сильфона при
снятии характеристик отключают сильфои
от тепловой сети и подсоединяют к гидрав-
лическому прессу или к трубопроводу с
требуемым давлением.
Номинальную частоту вращения ротора
при снятии всех характеристик по давлению
пара поддерживают вручную (стопорным
клапаном). Устройство для изменения дав-
ления пара ставят в верхнее положение
(вывинчивают). Изменяя давление под
сильфоном регулятора давления, снимают
характеристику У2В2С2 Если холостой ход
смещен по ходу сервомотора влево, то важ-
но проверить положение точки Ф2- она
должна находиться на ходе сервомотора,
указанном в паспорте настройки, или за
правым упором сервомотора. При отклоне-
нии характеристики У2В2С2 от паспортной
ее всправляют, как описано в § 9.3. Затем
проверяют положение точки yt и часть
верхней характеристики VtBi, для этого
устройство для изменения давления пара
ставят в нижнее положение.
Площадь дроссельной диафрагмы им-
пульсной линии косвенно проверяется по
точкам Б2 и А Если точка Бг расположе
на левее холостого хода по ходу сервомо-
тора, а точка Гi находится за правым упо-
ром, то можно предположить, что дроссель-
ная диафрагма удовлетворительна по раз-
мерам Размер дроссельной диафрагмы
точно определяется по точке Б2, которую
при соединенном рычаге парораспределения
с сервомотором снять не удается
Снятие статических характеристик бло-
ка регулирования турбины с отбором пара.
Рычаг парораспреденения ЧВД соединен
со своим сервомотором, рычаг парораспре-
деления клапанов (или диафрагмы) ЧНД
(а если турбина с двумя регулируемыми
отборами пара, то и рычаг парораспределе
ння ЧСД) отсоединен от сервомотора и ре-
гулирующие клапаны (диафрагма) постав-
лены в положение открытого паровпуска.
Регулятор давления ставят в положение
«Включено», импульс к нему по давлению
отключен Золотник его находится в ниж-
нем положении, регулирующие окна им-
пульсной линии ЧВД полностью открыты, а
импульсной линии ЧНД — закрыты. Устрой
ство для изменения частоты вращения ро-
тора устанавливают в верхнее положение
(маховик вывинчен на ход, указанный в
паспорте настройки) Изменяя частоту вра-
щения (вручную, стопорным клапаном), од-
новременно снимают характеристики ДгБгА
(см рис. 9 9, п.) и ИгЛг (см. рис. 9.9, аг).
По снятым характеристикам Б2Г2 и ИъПг
проверяют по наклону статические харак-
теристики импульсных линий ЧВД и ЧНД
трансформатора давления блока регулиро-
вания соответственно. По точке Ла оцени-
вают размер дроссельной диафрагмы им-
пульсной линии ЧНД. Статическая характе-
ристика Л'2Б2 характеризует размеры до-
полнительных окон импульсной линии ЧВД
во втулке трансформатора давления. Ста-
вят регулятор давления в положение «Вы-
ключено» и снимают характеристики
KiMdiTi и Точка А характеризует
обеспечение требуемого открытия регулиру-
ющих клапанов паровпуска ЧВД при рабо-
те под управлением трансформатора давле-
ния. По смещению характеристики JftJHtA
197
от характеристики БгТ2 оценивают диапа-
зон работы окон импульсной линии ЧВД
регулятора давления по ходу сервомотора
ЧВД. Характеристика смещается
вправо по отношению к паспортной, так
как при выключенном положении регулято-
ра давления открываются его окна им-
пульсной линии ЧНД на дополнительную
высоту, обеспечивающую посадиу сервомо-
тора ЧНД на нижний упор при работе на
конденсационном режиме.
Далее переходят к работе на холостом
ходу в точке К*, стопорный клапан откры-
вают полностью Устанавливают устройст-
во для изменения частоты вращения в ниж-
нее положение (не доходя до нижнего
упора на I мм) и проверяют положение
точки Л'з (частоту вращения и ход серво-
мотора ЧВД). Затем ставят регулятор дав-
ления в положение «Включено», проверяют
положение точки Ki, т. е максимальное
статическое повышение частоты вращения
(расчетное положение точки Д', для раз-
личных типов турбин приведено в § 5.2—
5.6), и частично снимают характеристики
в районах точек и
Статические характеристики «по давле-
нию» блока регулирования снимают следу-
ющим образом. Для возможности измене-
ния давления в камере сильфона при сня-
тии характеристик отключают сильфон от
камеры отбора и подсоединяют к гидравли-
ческому прессу или к трубопроводу с тре-
буемым давлением. Устройство для измене-
ния давления пара устанавливают в. верх-
нее положение (маховик вывинчен, натяже-
ние пружины ослаблено). На холостом хо-
ду турбины при выключенном регуляторе
давления с помощью устройства изменения
частоты вращения устанавливают номи-
нальную частоту вращения. Окна трансфор-
матора давления открывают на определен
ный размер. В дальнейшем при снятии ха-
рактеристик «по давлению» номинальная
частота вращения поддерживается постоян-
ной стопорным клапаном вручную, а уст-
ройство для изменения частоты вращения
остается в неизменном положении, чтобы
не изменять открытие окон трансформатора
давления, так как изменение их открытия
вносит искажения при снятии характери-
стик «по давлению» (разброс точек).
Изменяя давление под сильфоном регу-
лятора давления пара в отборе, снимают
смещенную характеристику У'ЬФ? , не по-
казвнную на паспорте настройки (рис
99,6,). Точка У £ по вертикали (по давле-
нию пара) расположена на одном уровне с
точкой Ус, а по горизонтали емещена от
точки У| по ходу сервомотора до холосто-
го хода сервомотора ЧВД (в зависимости
от степени открытия окон трансформатора
давления). Точка Ф£ по вертикали распо
ложена на одном уровне с точкой Фс, а
по горизонтвли смещена от точки У j иа
перемещение сервомотора ЧВД между точ-
ками У| и Ф| (диапазон работы окна).
Одновременно снимают характеристику
198
Ш'ъХа (рис. 99, ба), ие показанную на пас
порте настройки. По снятым характеристн
кам У гФЬ и Ш^Х^ определяют степень
неравномерности «по давлению» импульс
пых линий ЧВД и ЧНД регулятора дав-
ления.
Ставят устройство для изменения дав-
ления пара в нижнее положение, снимают
точки У / и Ф;, т. е. верхний предел по
давлению пара От снятой точки JIt прово-
дят вертикальную линию (точки JJi и IH*
расположены примерно на одном ходе сер-
вомотора ЧНД) до пересечения с торизон
тальной линией, проведенной от снятой
точки Ф,’, в их пересечении располагается
точка Шз (в регуляторе давления окна
выполняют так, что когда окна импульсной
линии ЧВД полностью открываются, окна
импульсной линии ЧНД закрываются). От
нее проводят характеристику с наклоном,
соответствующим характеристике Х%
таким образом косвенно получаем характе
рИСТИКу ШцПз
Если снятые характеристики имеют от-
клонения от паспортных, то их исправля
ют по описанию этого процесса при на-
стройке блока регулирования на холодном
стенде (см § 9.3)
Второй способ
Снятие статических характеристик бло-
ка регулирования. Вес рычаги парораспре
делений отсоединены от своих сервомото-
ров, и регулирующие клапаны (диафраг-
мы) поставлены в положение открытого па-
ровпуска. У турбин, имеющих регулятор
давления, для возможности изменения дав-
ления в камере сильфона при снятии ха
рактеристик «по давлению» отключают
сильфон от тепловой сети и подсоединяют
к гидравлическому прессу нли к трубопро-
воду с требуемым давлением
Снимают не все характеристики, а
только часть их (см. первый способ), кото-
рая определяет размеры регулирующих се-
чений и диапазон регулирования частоты
вращения и давления пара.
Проверку блока регулирования на хо-
лосгом ходу турбины производят в том же
порядке и теми же методами, что и про-
верку на холодном стенде предварительной
наладки блока регулирования (см. § 9.3)
Свктие характеристик на холостом хо-
ду. Для всех типов турбин (имеющих но-
минальную частоту вращения 3000 об/мин),
за исключением приводных для питатель-
ных насосов, при выведенном устройстве
для изменения частоты вращенвк, указан-
ного в паспорте настройки блока регулиро-
вания, при номинальных начальных н ко-
нечных параметрах пара должна устано-
виться частота вращения 2880—
2910 об/мин.
Основными задачами испытания регу-
лирования на холостом ходу являются:
1) снятие зависимости частоты враще-
ния от хода устройства для изменения ча-
стоты вращения (проверка диапазона син-
хронизации) ;
2) скитие зависимости разности давле-
ий в .линиях нагнетания и всасывания на-
соса-регулятора и перемещения сервомото
ра от частоты вращения турбины Получен-
ные при этом данные используются, как бу-
дет покизано ниже, для построения глав-
ной статической характеристики по частоте
вращения,
3) определение нечувствительности си-
стемы регулирования
Снятие зависимости разности давлений
в линиях нагнетания и всасывании насоса-
регулятора и перемещения сервомотора де-
лается следующим образом.
На холостом ходу турбины с помощью
устройства для изменения частоты враще-
ния повышают часготу вращении до
3100 об/мин. Закрывая стопорный клапан,
снижают давление пара перед регулирую-
щими клапанами турбины. При этом часто-
та вращения турбины понижается, а систе-
ма регулирования стремится поддержать
частоту вращения и открывает регулирую-
щие клапаны. Частоту вращения надо сни-
жать до тех лор, пока золотник трансфор-
матора давления не встанет на нижний
упор (для турбин с отбором лара) нлн пор-
шень сервомотора не сядет на нижний
упор После этого, приоткрывая стопорный
клапан, увеличивают частоту вращения
турбины. Снижение и повышение частоты
вращения надо вести по возможности мед-
ленно и с одинаковой скоростью
При испытании одновременно ло сигна-
лу нужно записывать: частоту вращения
турбины; ход серпомогора (для турбин с
отбором— ЧВД); давление масла за насо-
сом-регулятором; давление масла во вса-
сывании насоса-регулятора.
Во время снятия характеристики нельзя
менять положение устройства для измене-
ния частоты вращения, так как это приво-
дит к переходу системы регулирования на
новую статическую характеристику и не да-
ет возможности оценивать нечувствитель-
ность системы.
По полученным данным строят харак-
теристику — зависимость частоты враще-
ния турбины от перемещения сервомотора
регулирующих клапанов (рис. 105, п) н оп-
ределяют предварительно степень неравно-
мерности по частоте вращения, принимая
расчетные хода сервомотора, на холосгом
ходу и при номинальной нагрузке.
Пониженная неравномерность может
привести к качаниям регулирования на хо
лостом ходу и под нагрузкой, а также к
повышенному изменению нагрузки (при па-
раллельной работе) данной турбины.
Повышенная неравномерность регулн
рования способствует повышению устойчи-
вости регулирования, но может привести к
тому, что система не будет удерживать
турбину при сбросе нагрузки Ухудшаются
условия автоматического распределения на-
грузки между агрегатами энергосистемы
при ее изменений. Турбина с повышенной
неравномерностью в меньшей степени бу-
Рис 10.5 Характеристика регулирования
турбины по частоте вращения:
и — зависимость чистоты вращении ротора от хо-
да сервомотора, б — зависимость электрической
мощности турбогенератора от хода сервомотора;
е зоиисимость частоты вращения ротора тур-
богенератора от электрической нагрузки (стати-
ческая характеристика по скорости)
гет принимать на себи колебания нагрузки,
что приведет к большим изменениям на-
грузки на остальных агрегатах энергосисте-
мы и к большим изменениям частоты при
тех же изменениях нагрузки.
Если на холостом ходу турбины при
номинальных параметрах лара перед регу-
лирующими клапанами и за турбиной поло-
жение сервомотора не соответствует значе-
нию в паспорте настройки блока регулиро-
вания, го следует обратить внимание на
плотность регулирующих клапанов и пра-
вильность установки зазора а между порш-
нем сервомотора и его крышкой, который
выставляется на прогретой турбине.
Снятие статической характеристики по
частоте вращения в случае изолированной
работы турбоагрегата производится непо-
средственно Каждой мощности турбоагре-
гата соответствует саои частота вращения
1прн определенном положении устройства
для изменения частоты вращения). Для
турбоагрегатов, работающих параллельно,
неравномерность регулирования частоты
вращения не может быть определена непо-
средственно измерением частоты вращения
от нагрузки, так как частота вращения оп-
ределяется частотой сети, на которую рабо-
тает турбоагрегат Для определения степе-
ни неравномерносте по частоте вращения
в этом случае необходимо снять, как было
199
сказано ранее, зависимости перемещения
сервомотора от частоты вращения турбины
и от нагрузки.
При снятии зависимости перемещения
сервомотора от нагрузки турбоагрегат во
время испытаний работает параллельно с
другими. Нагрузку следует изменять ступе-
нями, число которых должно быть не ме-
нее восьми от холостого хода до полной на-
грузки На каждой ступени нагрузки поло-
жение устройства для изменения частоты
вращения остается неизменным в течение
5—10 мин. За это время должны быть сде-
ланы записи измеряемых величин’
1) нагрузки генератора;
2) частоты вращения ротора (частота
сети), которая во время испытаний должна
быть постоянной,
3) перемещения сервомотора;
4) давления масла за насосом-регулято
ром и в линии всасывания его;
5) давления и температуры свежего
пара и вакуума в конденсаторе (или проти-
водавления).
При этом важно поддерживать посто-
янными параметры свежего пара и вакуум
(противодавление), иначе результаты ис-
пытания будут искажены. Введение попра-
вок при значительном отклонении парамет-
ров не обеспечивает нужной точности ис-
пытаний.
По результатам испытаний строят гра-
фик зависимости электрической мощности
турбоагрегата от перемещения сервомотора
(рис. 10.5,6), Имея график частоты враще-
ния от хода сервомотора, полученный на
холостом ходу турбины (рис. 10.5,а), и за-
висимость между положением сервомотора
и нагрузкой, строят статическую характе-
ристику регулирования частоты вращения
турбины — завиенмость между частотой
вращения турбивы и нагрузкой на зажи-
мах генератора. Эту характеристику строят
следующим образом. Дли каждой нагруз-
ки, переходя от графика, показанного на
рис. 10.5,6, к графику, показанному на
рис. 10,5, в (показано стрелками для от-
дельных нагрузок К» 1, № 2 и т. д.), нахо-
дят частоту вращения, которую имел бы
турбоагрегат, работая на отдельную сеть.
На основании этих данных строят зависи-
мость частоты вращения турбины от элект-
рической нагрузки (рис. 10.5, в). По полу-
ченной характеристике можно судить о
средней степени неравномерности и местной
степени неравномерности на отдельных
участках. Местной степенью неравномерно-
сти по частоте вращения называется изме-
нение частоты вращения турбины, выра-
женное в процентах номинальной, которое
потребовалось бы для изменения нагрузки
от холостого хода до номинальной, если
бы статическая характеристика по частоте
вращения на всем протяжении имела по-
стоянный накаои, равный наклону касатель-
ной, проведенной в данной точке статиче-
ской характеристики На характеристике
(рис. 10.5, в) 6ф —средняя степень неран
200
номерности по частоте вращения, fit — ме-
стная степень неравномерности по частоте
вращения.
Для турбин с отбором пара испытание
регулирования частоты вращения произво-
дится на конденсационном режиме (или ре-
жиме с противодавлением) так же, как для
конденсационной турбины (или турбины с
противодавлением). Проверка регулирова-
ния давления обычно заключается в опреде-
лении неравномерности и нечувствительно-
сти. Кроме того, в ходе испытания проверя
ют автономность саствмы, т. е. ее способ-
ность поддерживать неизменной электриче-
скую нагрузку при изменении расхода в
отбор, а также сохранение постоянного
давления отбора при переменной электри-
ческой нагрузке Определение неравномер-
ности регулирования давления производит-
ся следующим образом Не изменяя поло-
жения маховика пружины регулятора дав-
ления и устройства для изменения частоты
вращения, при постоянных параметрах све-
жего и отработавшего пара и частоте сети
изменяют расход пара в отбор от нуля до
номинального, а в случае невозможности
изменения расхода пара в этом диапазо-
не— в пределах, допускаемых по условиям
эксплуатации в соответствии с диаграммой
режимов [17]. Изменение расхода пара в
регулируемый отбор производится ступеня-
ми по 0,1 6“™с в диапазоне от 0 до
с помощью изменения степени от-
крытия задаижки на паропроводе регулиру-
емого отбора. Давление в линии потреби-
теля пара (за задвижкой) поддерживается
постоянным за счет РОУ или других тур-
бин (при параллельной работе).
При испытании одновременно по сиг-
налу записывают расход пара в отбор (по
расходомеру); давление пара в камере от-
бора по образцовому манометру; темпера-
туру пара в отборе; нагрузку генератора;
частоту вращения ротора (частота сети),
которая во время испытаний должна быть
постоянной; перемещения сервомоторов;
давление масла за насосом-регулятором и
в линии всасывания его; параметры сиеже-
го и отработавшего пара
Проверяют диапазон изменения давле-
ния пара в отборе (ход устройства для из-
менения давления пара).
По полученным данным строят харак-
теристику — зависимость между расходом
пара в отбор и давлением в камере отбора
(рис. 10 6. с) Характеристика регулирова-
ния давления должна удовлетворять требо-
ваниям табл. 5.9, 511, 5.18.
Для определения нечувствительности
регулирования давления следует снизить
расход пара в отбор до минимально воз-
можного, а затем увеличить его до первона-
чального (или, наоборот, сначала увели-
чить, а затем снизить). При этом изменение
расхода должно происходить в одном и
гом же направлении непрерывно.
Разница в значениях давления в камере
отбора при одном и том же расходе пара,
измеряемая между характеристиками, сня-
тыми при увеличении и уменьшении расхо-
да пара, отнесенная к номинальному давле
нкю в отборе, называется нечувствитель-
ностью регулирования давления.
Статическая характеристика регулиро-
вания противодавления. Для турбины с
противодавлением характеристику по часто
те вращения снимают так же, как для кон-
денсационной турбины. Для определения
неравномерности регулирования противо-
давления произкодят следующее испыта-
Увезичивают расход пара через турби-
ну (открывая задвижку к потребителю па-
ра) от холостого хода до номинальной на-
грузки, а в случае невозможности измене-
ния расхода пара в зтом диапазоне — в
пределах, допускаемых по условиям эксплу-
атации при неизменном положении махови-
ка натяжения пружины регулятора проти-
водавления и устройства для изменения ча-
стоты вращения, а затем, закрывая за
движку, уменьшают расход пара. Приэгом
необходимо следить, чтобы испытания про-
водились при постоянных начальных пара
метрах пара и постоянной частоте сети.
Отклонение по давлению свежего пара не
должно превышать ±3% номинального зна
чения, а по температуре свежего лара
При испытании одковременно по сигна-
лу записывают нагрузку генератора; дав-
ление пара за турбиной; давление и темпе
ратуру свежего пара; частоту сети, которая
во время испытаний должна быть постоян
ной, давление масла за насосом-регулято
ром и в линии всасывания его; перемеще-
ние сервомотора.
По полученным данным строят зависи-
мость между давлением пара за турбиной
и электрической нагрузкой — статическую
характеристику регулирования противодац
ления турбины (рис. 10.6,6). Характер!!
стика должка удовлетворять требованиям,
указанным в табл. 5.3.
При проектировании системы регули
рования расчеты переходных процессов про-
изводят по линеаризованным уравнениям.
Однако их результаты нельзя считать до-
статочно точными из-за наличия в системе
нелинейностей, сил трения и т. д Уточнить
их можно лишь экспериментально
Основные величины, которые характе-
ризуют переходный процесс при воздейст-
вии на систему скачкообразного возмуще
ния (мгновенного изменения нагрузки), сле-
дующие (рис. 10.7). «Рмякс — максимальное
динамическое отклонение (наибольшее от-
клонение регулируемого параметра от, пер-
воначального значения); Д<р — динамиче-
ский заброс (наибольшее отклонение регу-
лируемого параметра от нового установив-
шегося значения), /няне—время достиже
кия максимального отклонения регулируе-
мого параметра; tn — длительность переход-
2,75 - 28--------------------—------
Z55L 261____________________________5_L
0 2 Ч Б S /Уд,МВт
Рис. 10.6 Характеристики регулирования по
давлению пара.
мощности турбогенератора
вого процесса (интервал времеви от мо
мента появления возмущения до момевта
достижения нового установившегося состо-
яния регулируемого параметра с заданной
степенью точности); ДС —задаваемая
степень точности достижения нового уста-
новившегося значения регулируемого пара-
метра. которая обычно прииямается равной
0.1 б^.- Т — период колебаний регулируе-
мого параметра во время переходного про-
Задачей испытания на мгновенный
сброс электрической нагрузки является про-
верка способности системы регулирования
частоты вращения удержать частоту вра-
щеяия ротора в пределах, ниже срабатыва-
ния регулятора безопасности, определение
значений основных величин, характеризую-
щих переходный процесс и перемещения
элементов. Настройку регуляторов безопас-
ности турбоагрегате обычно проивводят на
ПО—112% номинальной частоты вращения,
следовательно, частота вращения ротора
турбины не должна возрастать более чем
ва 270—290 об/мин. С увеличением частоты
крашения происходит закрытие регулирую-
щих клапанов, и, когда частота вращения
возрастет на значение степени неравномер-
ности, дальнейшее возрастание ее должно
бы прекратиться, так как регулирующие
клапаны встанут в такое положение, что
будут пропускать в турбину расход пара,
обеспечивающий лишь поддержание холо-
стого хода Практически после сброса на
грузки частота вращения получается боль-
ше по следующим причинам
201
14 Зак 2049
Рис. 10.7. Опытные графики переходного процесса по частоте вращения при
100% электрической нагрузки:
сбросе
о — турбогенератора АК 4 2 (энергопоезд), б — турбогенератора ОК-1
1) требуется время для перемещения
органов регулирования в новое положение
Это время невелико, но и процесс нараста
ния частоты вращения после сброса на-
грузки происходит очень быстро. На значе-
ние степени неравномерности частота вра-
щения увеличивается примерно за 0,4—
0,8 с (рис. 10.7);
2) за регулирующими клапанами в тур-
бине имеются паровые объемы, поэтому,
несмотря на закрытие регулирующих кла
панов, заключенный в зтнх объемах пар
продолжает расширяться, создавая доба
вочный момент на роторе турбины при
сбросе нагрузки;
3) при сбросе отрицательно елияет на
работу регулирования неплотность регули-
рующих клапанов н обратных клапанов на
линиях регулируемых и нерегулируемых от-
боров,
4) отрицательно сказывается наличие
нечувствительности в системе регулиро-
вания.
Испытаниям на сброс электрической
нагрузки должны предшествовать подгото-
вительные работы. Перед этими испытани-
ями проверяют работу турбины на холостом
ходу и под нагрузкой, срабатывание систе-
мы защиты от чрезмерного повышения ча-
стоты вращения (в том числе регулятор
безопасности), плотность стопорных и ре-
гулирующих клапанов, работу предохрани
тельных клапанов отборов, действие авто
магических устройств включения пускового
и резервного маслонасосов (16]
Испытание на сброс нагрузки проводят
на конденсационном режиме работы турби-
ны в два этапа: сброс 50 и 100% нагрузки
(при полностью включенной системе регене
рации). Для турбин с регулируемыми от
борами после испытаний на конденсацион-
ном режиме проводят испытания на сброс
100% электрической нагрузки при включен
ном одном, а затем другом отборе, и толь
ко после этого—с днумя включенными ре-
гулируемыми отборами пара.
Испытания на мгновенный сброс элект-
рической нагрузки сложные и ответствеп-
202
ные. Они должны проводиться лишь в тех
случаях, которые оговорены ПТЭ. При ис-
пытании на сброс нагрузки следует произ-
водить запись на шлейфном осциллографе
Кроме записи процесса сброса на ос-
циллограф целесообразно нести наблюдение
по указывающим приборам, а также сле-
дить за работой регулирующих и обрат-
ных клапанов. Приборы перед испытанием
должны быть проверены. Запись показаний
приборов производят одновременно, по сиг-
10.4. ВОЗМОЖНЫЕ НЕПОЛАДКИ
В РАБОТЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ
И МАСЛОСНАБЖЕНИЯ
В системе регулирования могут
иметь место неполадки. Некоторые
из них приведены ниже. Одни и те
же неполадки могут вызываться
различными причинами. Рассматри-
ваемые неполадки и причины, их
вызывающие, не исчерпывают всех
возможных случаев неправильной
работы регулирования. Получение
положительных результатов при на-
ладке зависит or того, насколько
правильно была установлена основ-
ная причина тех или иных ненор-
мальностей в работе регулирования.
Нечувствительность системы регулиро-
вания может вызываться следующими при-
чинами
1) перекосом пружин трансформатора
давления, отсечного золотника, регулятора
давления н других деталей;
2) попаданием посторонних тел в за-
зор золотника;
3) большими положительными пере-
крышами по окнам отсечного золотника;
4) повышенными зазорами (люфтами)
ао шарнирам (в тягах парораспределения),
особенно сильно их влияние при знакопере-
менных нагрузках по штоку сервомотора;
5} несоответствием торцевых зазоров
между крышками и втулками золотников
паспортным значениям, что особенно силь-
о влияет на отсечной золотник (нажатие
крышки на вгулку вызывает ее изгиб и,
следовательно, заедание золотника);
6) «прилипанием» в нижнем положе-
нн золотника трансформатора давления,
что устраняется кольцевой проточкой тор-
иевой поверхности золотника (уменьшается
разница в эффективных площадях при по-
садке золотника на нижний упор и отрыве
ст него). Если заедает золотник трансфор-
матора давлении, то при работе синхрони-
затора нет изменения давления масла в им
вульсной линии, нет изменения частоты
вращения ротора турбины (при параллель-
мой работе иет изменения нагрузки) Если
заедает отсечной золотник, то при работе
синхронизатора давление в импульсной зк-
ви изменяется, а перемещения сервомото-
Смещение диапазона синхронизации
вверх может быть по следующим при-
чинам.
1) мала площадь питающей диафрагмы
кпульспой линии;
2) неправильно выставлена тяга—мал
зазор между поршнем и крышкой сервомо-
тора при закрытых регулирующих клапа-
нах (меньше указанного в чертеже пас
аорта),
3) установлен повышенный перепад
давлений на отсечном золотнике;
4) разность давлений в нагнетании и
всасывании насоса-регулятора при номи
нальной частоте меньше расчетной.
5) толщина кольца под пружиной
трансформатора давления больше требуе-
6) прн замене поставили пружину
трансформатора давления с увеличенной
жесткостью или длиной;
7) расход пара на холостой ход турби-
ны меньше заложенного в расчет;
8) характеристика «расход пара — ход
сервомотора» проходит круче расчегиой
(из-за профилей регулирующих клапанов,
передаточного отношения, площади сопл
Смещение диапазона синхронизации
вниз может быть по следующим причинам
1) велика площадь питающей диафраг
мы импульсной линии;
2) неправильно выставлена тяга — ве
лик зазор между поршнем и крышкой сер
вомотора при закрытых регулирующих кла
панах (больше указанного в паспорте на
стройки блока регулирования);
3) мал перепад давлений на отсечном
золотнике;
4) разность давлений в нагнетании и
всасывании насоса регулятора больше рас
четной при номинальной частоте вращения
ротора;
5) мала толщина кольца под пружиной
трансформатора давления;
6) при замене поставили пружину
трансформатора давления с уменьшенной
жесткостью или длиной;
7) расход пара на холостой ход турби
иы больше заложенного в расчет;
8) характеристика «расход пара — ход
сервомотора» проходит положе расчетной
и др.
Недостаточный диапазон синхрониза-
ции может быть вызван следующими при-
чинами-
1) мал ход шпинделя синхронизатора
трансформатора давления;
2) мала жесткость пружины трансфер
матера давления;
3) мала высота регулирующих окоп во
втулке трансформатора давления;
4) велика площадь диафрагмы им
пульсной линии и др.
Степень неравномерности по частоте
вращения меньше расчетной может быть по
следующим причинам-
1) широки регулирующие окна транс-
форматора давления;
2) узка щель обратной связи серво-
мотора;
3) мала жесткость пружины трансфор-
матора давления,
4) разность давлении в линиях нагие
танин и всасывания ‘ насоса-регулятора
больше расчегиой при номинальной частоте
вращения ротора;
5) характеристика «расход пара — ход
сервомотора» проходит круче расчетной:
6) передаточное отношение tn/h мень-
ше расчетного (т — ход сервомотора, h —
ход регулирующих клапанов) и др.
При увеличенной 6^ перечисленные вы
ше причины будут иметь обратные зиа
Недостаточный диапазон по изменению
уровня давления пара регулятора давления
может быть по следующим причинам:
1) мала высота окон регулятора дав
ления:
2) характеристика «расход пара — ход
сервомотора» ЧСД (или ЧНД) смещена
влево, и вследствие этого бывает недоста-
точно высоты окон регулятора давления
В этом случае с какого-то хода приспособ-
ление для изменения давления пара не
обеспечивает изменение уровня давления
пара в отборе,
3) широки окна трансформатора дав-
ления импульсной линии ЧСД (или ЧНД);
4) ход золотника регулятора давления
ограничивается упором в эксцентрик или
5) заедание шпинделя устройства для
изменения уровня давления пара регулято-
ра давления в случае отсутствия смазки,
перекоса при сборке и пр.
203
Степень неравномерности по давлению
пара меньше расчетной может быть по сле-
дующим причинам-
1) увеличена площадь сильфона;
2) мала жесткость пружин и сильфона;
3) широки регулирующие окна регуля-
тора давления;
4) узка щель обратной связи;
5) характеристика парораспределения
«расход пара — ход сервомотора» проходит
круче расчетной;
6) передаточное отношение rn/li мень-
ше расчетного и др.
При увеличенной вр перечисленные вы-
ше причины будут иметь обратные зна-
чения.
Не удерживается постоянная частота
вращения на холостом ходу, что может
быть по следующим причинам:
1) появление пульсации давления на-
соса-регулитора,
2) скопление воздуха
тракте;
3) малая степень неравномерности по
частоте вращения;
4) засорение обратной связи;
5) плохая работа или отсутствие пла-
вающего уплотнения насоса-регулятора;
6) неправильно установлены зазоры
между поршнями сервомоторов и их кры
шек, в связи с чем регулирующие клапаны
прикрываются неполностью;
7) неудовлетворительная характеристи-
ка инжектора (работает в зоне срыва);
8) износ профвлей регулирующих кла
панов и др.
Набор электрической нагрузки полно-
стью невозможен пра работе под управле-
нием регулятора частоты вращения, что мо
жет вызываться-
масляном
1) пониженными параметрами свежего
Р 2) занижением верхнего предела син-
хронизации или недостаточным диапазоном
синхронизации;
3) малой высотой окна трансформато
ра давления;
4) малой пропускной способностью
сопл или ступеней давления (при заносе со-
лями и др.);
5) неправильно выставленной тягой па-
рораспределения. если регулирующие кла-
паны не открываются полностью;
6) повреждением регулирующих клапа-
нов обрывом штока или отвернутой гайкой
крепления клапанов;
7) неполным открытием паровой за-
движки перед стопорным клапаном;
8) засорением сетки парового сита сто-
порного клапана;
9) повышенной частотой сети и др.
Турбоагрегат работает устойчиво под
управлением регулятора частоты вращения,
но при включении регулятора давления па-
ра в отборе возникают колебания — это мо
жет происходить по следующим причинам:
() повреждение сильфона;
2) малая степень неравномерности го
чавлению пара,
3) заедание регулирующих клапанов
(поворотных диафрагм),
4) засорение паровой трубки, подаю-
щей импульс к регулятору давления (отло-
жение солей, шлама и пр.);
5) скопление воздуха в линйи подачи
импульса к регулятору давления;
6) неправильная установка привода по-
воротных диафрагм или регулирующих кла-
панов;
7) малый паровой объем в отборе (на-
пример, работа в безрасходном режиме);
8) гидравлические удары в импульсной
линии на подводе к регулятору давления,
неправильное место подсоединения и трас-
сировки,
9) большая степень нечувствительности;
10) смещение настройки блока регули-
рования и др.
Недержание частоты вращения при
сбросе нагрузки (выбивает регулятор без-
опасности) может быть вызвано:
1) повышенной степенью неравномер-
ности по частоте вращения;
2) тем. чго регулятор безопасности
настроен на очень нивкую частоту срабаты-
вания,
3) большим паровым объемом за регу-
лирующими клапанами;
4) неплотностью регулирующих клапа-
нов и обратных клапанов на линиях регу-
лируемых и регенеративных отборов;
5) неправильной установкой тяги при-
вода регулирующих клапанов, в связи с
чем сервомотор становится на механиче-
ский упор, а регулирующие клапаны пол-
ностью не закрыты;
6) срывом работы главного -масляного
насоса из-за засорения фильтра на его
входе;
7) повышенной степенью нечувствитель-
ности;
8) закрытием сливного окна из верхней
полости сервомотора;
9) установкой дроссельной диафрагмы
импульсной линии с увеличенной пло-
щадью, поэтому с запозданием открывают-
ся дополнительные окна в трансформаторе
давления (у турбин с регуляторами давле-
ния) ;
10) малой площадью дополнительных
окон трансформатора давления для подачи
масла в импульсную линию из линии нагне-
тания насоса-регулятора,
11) малой подачей насоса-регулятора;
12) заеданием новоротных диафрагм,
регулирующих клапанов и др.
Не удается полностью снять нигрузку
с турбины при работе ее в электрическую
сеть параллельно с другими источниками
энергии из за:
1) малого хода синхронизатора на сни-
жение частоты вращения;
2) низкой частоты сети;
3) неплотной посадки регулирующих
клапанов, в том числе из-за попадания по
204
стороннего предмета под регулирующий
4) пропуска пара в турбины помимо
регулирующих клапанов,
5) заедания в системе регулирования
в др-
Н(травильные действия персонала при
пуске или переходе с одного режима рабо-
ты на другой, как, например
1) неправильное открытие стопорного
клапана,
2) непраакльная синхронизация;
3) неправильное включение регулято-
ра давления ц др
Неполадки в работе системы масло-
снабжения, вызывающие понижение даеле
ння в линиях всасывания насоса-регулятора
смазки:
1) засорение сеток масляного фильтра;
2) масляный инжектор работает в не-
расчетном режиме из-за увеличенного рас-
хода масла через подшипники, особенно
через передний подшипник, который смазы-
вается маслом высокого давления, и не
большие изменения зазоров приводят к
большим изменениям расхода масла;
3) перетечки масла высокого давления
на слив по разъему переднего подшипника
из-за увеличенного натяга вкладыша или
неплотности горизонтального разъема;
4) перетечка масла через обратные кла-
паны пускового и аварийного маслонасо
сов;
5) увеличенный расход масла на уплот-
нения генератора,
6) малый диаметр питающей диафраг
мы на смазку,
7) утечки масла из-за дефектов уплот-
нительных поверхностей масляного приво-
да стопорного клапана, сервомоторов и
ускорителей захлопок,
8) применение масла пониженной вяз-
кости;
9) высокая температура масла после
маслоохладителей;
10) недостаточная подача масляного
инжектора из за засорения сопла и др
10.5 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТУРБИН
Как уже отмечалось, паровые
турбины КТЗ относятся к категории
турбин, предназначенных в основ-
ном для обеспечения отработавшим
в турбине паром технологических
процессов различных производств.
Прямая зависимость работы турби-
ны от потребителя отработавшего в
турбине пара приводит к значитель-
ным изменениям нагрузки турбины
и к частым ее пускам и остановам.
Пуск турбины. Турбины КТЗ до-
пускают пуск из любого теплового
состояния, т. е. через любой проме-
жуток времени после останова тур-
бины, если в период стоянки произ-
водилось проворачивание ротора и
предотвращалось неравномерное
охлаждение корпуса. В зависимости
от теплового состояния оборудова-
ния пуски условно подразделяют на
пуск из горячего состояния, если
время простоя составляет 6—8 ч,
пуск из неостывшего состояния, если
длительность простоя составляет от
8 до 70 ч, и пуск из холодного со-
стояния, если простой составил бо-
лее 70 ч.
Независимо от теплового состоя-
ния, типа турбины, параметров све-
жего пара основным условием нор-
мального пуска является предотвра-
щение больших температурных на-
пряжений в деталях турбин. Это ус-
ловие можно обеспечить, если будет
учтено первоначальное температур-
ное состояние турбины и выдержано
рекомендованное заводом время
прогрева на каждой ступени часто-
ты вращения.
Отличительной особенностью пу-
ска турбин КТЗ является то обстоя
тельство, что пуск производится
паром с параметрами, соответствую-
щими номинальным значением или
близкими к ним. Подача пара в тур-
бину производится стопорным кла-
паном при полностью отрытых регу-
лирующих клапанах, В этом случае
скорость прогрева определяется ко-
личеством пара, поступающего в
турбину, которое контролируется ча-
стотой вращения. Турбины КТЗ. ра-
ботающие на низких и средних па-
раметрах пара, практически не осна-
щаются датчиками для контроля
температурного состояния цилиндра
и датчиками для контроля расшире-
ния ротора. По этой причине необ-
ходимо строго выдерживать время
прогрева на каждой ступени часто-
ты вращения в соответствии с инст-
рукцией. Частота вращения поддер
живается при помощи изменения от-
крытия стопорного клапана вруч-
ную. Для турбин КТЗ, работающих
на низких и средних параметрах, ре-
комендуется следующий режим про-
грева:
205
1) толчок ротора подачей пара в
турбину и подъем частоты вращения
до 300—400 об/мин. Прекращение
подачи пара и прослушивание тур-
бины для определения отсутствия
задеваний;
2) подача пара в турбину и до-
ведение частоты вращения до 500—
600 об/мин. Прогрев на этой часто-
те вращения в течение 10—15 мин;
3) плавное повышение частоты
вращения до 1190—1200 об/мин и
прогрев на ней в течение 15—
20 мин;
4) плавное повышение частоты
вращения (со скоростью 30—
70 об/мин) до вступления в работу
регулирования.
Диапазон частоты вращения в
пределах п«р=±300 об/мин необ-
ходимо проходить быстро. Критиче-
ская частота вращения для каждо-
го типа турбины указывается в за-
водской инструкции.
При пуске турбин высокого дав-
ления имеет место интенсивный и
неравномерный прогрев деталей.
Ротор турбины имеет сравнительно
малую массу и прогревается быст-
рее, чем цилиндр, что приводит к не-
обходимости тщательного контроля
за относительным удлинением рото-
ра при пуске турбины. Цилиндр тур-
бины прогревается неравномерно,
верхняя часть цилиндра прогревает-
ся быстрее. Во избежание переко-
сов, могущих привести к задевани-
ям в проточной части, разность тем-
ператур верх—низ цилиндра не дол-
жна превышать 35 °C.
Разность температур фланца и
шпильки с каждой стороны цилинд-
ра (справа и слева) в зоне регули-
рующей ступени должна быть не
более 20°C, причем температура
фланца всегда должна быть выше
температуры шпильки (во избежа-
ние раскрытия фланца).
Турбины КТЗ, работающие с на-
чальными параметрами пара р~
=8,8 МПа, 7=535 °C, оснащаются
приборами для контроля относи-
тельного расширения ротора и тем-
пературы металла цилиндра в зоне
регулирующей ступени и клапанной
206
коробки, являющихся зонами наибо-
лее интенсивного изменения темпе-
ратурного состояния при пуске тур-
бины.
Контроль температуры цилиндра
производится в верхней и нижней
частях цилиндра. Контролируется
также температура металла флан
цев горизонтального разъема и его
крепежа. Допустимые разности тем-
ператур верх—низ цилиндра и фла-
нец—шпилька указываются для
каждого типа турбин в заводской
инструкции.
Так как каждая установка имеет
свои особенности, то при первых
этапах эксплуатации уточняются
временные характеристики, обеспе-
чивающие наилучшие условия пус
ка, и в дальнейшем необходимо их
придерживаться.
Эксплуатация турбин. При экс-
плуатации турбин особое внимание
должно быть уделено соблюдению
параметров пара, и в первую оче-
редь начальной температуры. На-
дежная и безаварийная работа тур-
бины зависит от правильного пони-
мания обслуживающим персоналом
процессов, происходящих в турбине
при изменении параметров пара.
Повышение давления свежего
пара при работе турбины под на-
грузкой при постоянной температу-
ре приводит к увеличению распола-
гаемого теплоперепада, поэтому
для выработки одного и того же
количества энергии расход пара со-
кращается. В этом случае давление
в камере регулирующей ступени
снижается, а тепловой перепад на
регулирующую ступень возрастает.
Весь тепловой процесс в h, S-диаг-
рамме смещается в сторону умень-
шения энтропии, что приводит к по-
вышению влажности пара на послед-
них ступенях. При существенных от-
клонениях давления пара от допус-
тимых значений влажность пара на
последних ступенях может стать
опасной для лопаточного аппарата.
Не следует допускать работу
турбины с повышенным давлением
пара на холостом ходу и при малых
нагрузках (режим работы при од-
ном открытом регулирующем клапа-
не), так как в этом случае значи-
тельно возрастают напряжения в
лопатках и бандажах регулирующей
ступени.
Повышение давления пара пе-
ред турбиной также приводит к по-
вышению напряжений в клапанной
и сопловой коробках и может при-
вести к нарушению плотности разъе-
ма крышки парораспределения. Си-
стема регулирования турбины при
повышении давления пара будет
работать менее устойчиво, так как
степень неравномерности снижается.
Понижение давления свежего
пара перед турбиной приводит к сни-
жению теплового перепада и к уве-
личенному удельному расходу па-
ра. Влажность пара на последних
ступенях снижается. Давление в ка-
мере регулирующей ступени возрас-
тает. При работе на холостом ходу
и малых нагрузках напряжения в
лопатках регулирующей ступени
снижаются. Система регулирования
работает более устойчиво.
Колебание температуры пара на
входе в турбину при сохранении
остальных параметров неизменными
приводит к более значительным из-
менениям условий работы деталей
турбины, так как к механическим
напряжениям от центробежных сил
и перепада давлений добавляются
термические напряжения.
Снижение температуры пара на
входе в турбину приводит к сниже-
нию располагаемого теплоперепада
и увеличению удельного расхода
пара. Перепад по ступеням перерас-
пределяется. На ступенях БД теп-
лоперепады снижаются, а на послед-
них ступенях могут возрасти. Такие
изменения приводят к изменению
реактивности ступеней и возраста-
нию осевых усилий. Наиболее опас-
ным для работы турбины является
одновременное снижение температу-
ры пара и повышение давления; при
этом происходит резкое смещение
теплового процесса в h, S-диаграм-
ме в сторону уменьшения энтропии.
В этом случае необходимо разгру-
зить турбину и принять меры к вос-
становлению параметров пара.
Повышение температуры свеже-
го пара при неизменных остальных
параметрах приводит к увеличению
располагаемого перепада и сниже-
нию удельного расхода пара, одна-
ко при этом резко снижаются меха-
нические свойства металла. По этим
причинам работа турбин при темпе-
ратуре пара выше оговоренных тех-
ническими документами не допус-
кается.
Изменение давления отработав-
шего в турбине пара допускается в
пределах, оговоренных инструкция-
ми по эксплуатации. Повышение
противодавления выше указанных в
заводских инструкциях пределов
приводит к снижению тепл one репа-
дов по ступеням и снижению напря-
жений в лопатках ротора, однако
напряжения в корпусных деталях
выхлопа могут достигнуть опасных
значений.
Понижение противодавления
ниже расчетного приводит к увели-
чению располагаемою теплоперепа-
да, снижению удельного расхода па-
ра, но в этом случае возрастает теп-
лой ереп ад на последних ступенях,
что может вызвать недопустимые
напряжения в рабочих лопатках
последних ступеней.
Опасные зоны изменения пара-
метров свежего пара для работы
турбины показаны на рис. 10.8.
Линией ABCD ограничена зона
допустимых изменений параметров
пара на входе в турбину. Если на-
чальная точка процесса расширения
пара в турбине лежит справа от ли-
нии АВ CD, на этих параметрах пара
разрешается работа турбины. Если
начальная точка процесса расшире-
ния находится левее линии ABCD,
должны быть немедленно приняты
меры по приведению параметров па-
ра в норму или турбина должна
быть разгружена и остановлена; ра-
бота на таких параметрах не допус-
кается
При обслуживании необходимо
вести наблюдение за вибрационным
состоянием турбоагрегата. Измере-
207
ния вибрации следует производить
в одних и тех же точках на корпусе
подшипников в зоне расположения
вкладышей. Изменение вибрации во
времени характеризует эксплуата-
ционное состояние проточной части.
При появлении вибрации, превыша-
ющей допустимые значения, турбо-
агрегат должен быть остановлен,
определены и устранены причины
повышенной вибрации.
При работе турбины стопорные
и регулирующие клапаны должны
ежедневно «расхаживаться», что
производится воздействием на син-
хронизатор путем изменения нагруз-
ки; при этом нагрузка должна из-
меняться плавно без скачков.
«Расхаживание» стопорных кла-
панов производится периодически,
не реже 1 раза в сутки на 1/3 хода
от максимального открытия, плавно,
без рывков вращая штурвал гидрав-
лического привода сначала — на за-
208
крытие, а затем — на открытие. При
этом предварительно на турбине
должна быть снижена электриче-
ская нагрузка на 35—40 % номи-
нальной.
Для предотвращения аварийных
ситуаций при останове турбин с от-
борами пара необходимо не реже
1 раза в 6 мес. производить провер-
ку плотности обратных клапанов-
захлопок. Проверку на плотность
обратных клапанов-захлопок произ-
водят при электрической нагрузке
(с работой в сеть) на турбине 200--
600 кВт; при этом регулятор давле-
ния и регулируемый отбор должны
быть выключены, обратный клапан-
захлопка закрыт. Паропровод теп-
ловой сети за задвижкой должен
быть заполнен паром. Постепевно
открывая задвижку на линии отбора
пара, следует следить за изменением
электрической нагрузки турбины.
Если электрическая нагрузка не из-
Рис, 10.8 Допустимые зоны
а — для турбин с начальными
IM-8B3 МПи. 6,-535 “С
изменения начальных параметров пара в Л, S-диаграмме
параметрами пари
ро-3,43 МПа, 4,-435 ‘С. б —ДЛЯ турбин «•
меняется, то обратный клапан-за-
хлопка плотный; повышение элек-
трической нагрузки свидетельствует
о неплотности клапана-захлопни
В этом случае работа турбины с
включенным отбором не разрешает-
ся. При работе на индивидуальную
электрическую сеть при такой про-
верке необходимо следить за изме-
нением частоты вращения турбины,
которая при плотном клапапе-за-
хлопке не должна изменяться.
Останов турбины. Нормальный
останов турбины производится пос-
ле снятия электрической нагрузки и
отключения генератора от электри-
ческой сети прекращением подачи
пара в турбину (путем воздействия
на стопорный клапан).
При снижении частоты враще-
ния необходимо проследить за сво-
евременным включением пускового
масляного насоса, определить и за-
нести в оперативный журнал время
от момента прекращения подачи
пара до полного останова ротора.
При останове следует следить за
тем, чтобы не произошло резкого
охлаждения обойм концевых уплот-
нений из-за подсоса холодного воз-
духа эжектором отсоса пара из уп-
лотнений, который должен быть
своевременно остановлен. Резкое ох-
лаждение обойм приводит к измене-
нию зазоров в уплотнениях, что
весьма опасно при прохождении
критической частоты вращения.
После остановки ротора необхо-
димо включить валоповоротное
устройство.
10.6 . НАДЕЖНОСТЬ И ВОЗМОЖНАЯ
МОДЕРНИЗАЦИЯ ТУРБИН
Надежность —свойство турбины
сохранять во времени в установлен-
ных пределах значения всех пара-
метров, характеризующих способ-
209
Таблица 10.1. Показатели надежности турбин
Тип турбины Установленный по ТУ срок службы между капитальными ремонтами, лет Наработка и< По ОСТ 108.006. 11-82 отказ, тыс ч Фактически достигнуто Коэффициент г По ОСТ 108.005.11-82 тонкости. %
достигнуто
К-17-15П 6 30 33 99,6 99,8
Р-11-15/ЗП 6 75 75 99,6 99,9
К-6-30П 4 70 80 97 98
P-12-35/3M 6 8 18 98 99,8
П-6 35/5М 6 8 19 98 99.9
P-6-35/3M 6 8 28 9Э 99,8
кость выполнять требуемые функ-
ции в заданных режимах и услови-
ях технического обслуживания.
Надежность закладывается при
проектировании турбины, обеспечи-
вается при ее изготовлении и реали-
зуется при эксплуатации.
Для турбин, выпускаемых КТЗ,
установлен срок службы их эксплуа-
тации 30 лет.
Такие показатели надежности,
как наработка на отказ (наработка
от начала его эксплуатации до воз-
никновения последующего отказа),
коэффициент готовности (вероят-
ность того, что турбина окажется в
работоспособном состоянии в произ-
вольный момент времени, кроме
планируемых периодов, в течение
которых эксплуатация не планиру-
ется) , являются определяющими.
Установленные сроки службы меж
ду капитальными ремонтами и до
списания для некоторых турбин
КТЗ приведены в табл. 10.1.
К высшей категории качества
должна относиться промышленная
продукция, которая по показателям
технического уровня и качества пре-
восходит лучшие отечественные и
зарубежные достижения или соот-
ветствует им, определяет техниче-
ский прогресс в народном хозяйстве,
обеспечивает значительное повыше-
ние производительности труда, эко-
номию материалов, топлива и элек-
троэнергии, удовлетворяет потреб-
ностям населения страны и конку-
рентоспособна на внешнем рынке.
Эта продукция характеризуется ста-
бильностью показателей техническо-
го уровня и качества, основанной на
строгом соблюдении технологиче-
ской дисциплины и высокой культу-
ре производства.
На продукцию высшей катего-
рии качества изготовителем, как
правило, должны даваться повы-
шенные гарантии надежности, дол-
говечности и других показателей ка-
чества.
К первой категории качества
должна относиться промышленная
продукция, которая по показателям
технического уровня и качества со-
ответствует требованиям стандар-
тов или технических условий, удов-
летворяет потребностям народного
хозяйства, характеризуется стабиль-
ностью показателей технического
уровня и качества, основанной на
строгом соблюдении технологиче-
ской дисциплины и высокой культу-
ре производства.
Фактические показатели надеж-
ности в значительной степени зави-
сят от правильности и внешних ус-
ловий эксплуатации. К внешним ус-
ловиям в первую очередь следует
отнести поддержание в установлен-
ных пределах качества свежего па-
ра по параметрам и примесям; пра-
вильное содержание турбины в пе-
риод стоянки (осушение, недопу-
щение попадания пара в остановлен-
ную турбину, защита от стояночной
коррозии), правильного пуска и ос-
танова, поддержание в исправном
состоянии системы маслоснабжения
и сохранение характеристик смазоч-
ного масла в соответствии с уста-
новленными нормативами; поддер-
210
жание в допустимых пределах виб-
рационного состояния турбоагрега-
та, а также плотности водяных, па-
ровых и масляных систем, выполне-
ние регламентных работ и высокое
качество диагностики при ремонтах
и эксплуатации. При выполнении
этих условий турбины КТЗ по пока-
зателям надежности превосходят
установленные показатели.
Систематическое повышение на-
дежности обеспечивается за счет
изучения особенностей эксплуатации
и поведения турбин в различных ус-
ловиях, на основании которых про-
водится модернизация выпускаемых
турбин, уточняются местные усло-
вия эксплуатации и проводятся до-
полнительные наладки.
Ряд мероприятий, повышающих
параметры надежности, в случае не-
обходимости можно выполнить на
электростанции
1. При несоблюдении режимов
пуска на некоторых турбинах воз-
никает ослабление посадки седел
регулирующих и стопорных клапа-
нов. Под действием реактивных сил
седло с ослабленной посадкой под-
нимается и нарушается работа регу-
лирования. Ослабление посадки се-
дел стопорных клапанов приводит к
самопроизвольному их срабатыва-
нию, так как при подъеме седла
происходит дросселирование пара и
паровое усилие, действующее на па-
ровой клапан, оказывается больше,
чем усилие масла, действующее на
масляный привод. Для предотвра-
щения подъема седел рекомендуется
произвести их круговую зачеканку
или приварку. Приварку следует
производить электродом ЦЛ-32 с
предварительным подогревом дета-
лей до 400—450 °C швом не бо-
лее 5 мм
2. При эксплуатации турбин
ПТ-12-35/10, ПТ-25-90/10,
ПР-12-90/15/7 имели место случаи
разрыва стояков подогревателей вы-
сокого давления. Причиной повреж-
дения подогревателей явилось рез-
кое повышение давления в трубном
пучке от разогрева находящейся в
нем воды из-за неплотности паровой
арматуры или несоблюдения обслу-
живающим персоналом первоочеред-
ности закрытия паровой арматуры.
Установка на линии питательной во-
ды обратного клапана, открываю-
щегося при повышении давления в
трубном пучке подогревателя выше,
чем в питательном трубопроводе,
исключило повреждение подогрева-
телей.
3 Обеспечение маслом подтип
ников всех турбин КТЗ, предназна-
ченных для привода генераторов,
осуществляется масляным инжекто-
ром. При увеличенном износе под-
шипников расход масла возрастает.
Это увеличение расхода снижает за-
пасы подачи масляных инжекторов,
и в некоторых случаях эти запасы
могут оказаться исчерпанными, что
приводит к снижению давления мас-
ла в системе смазки до срабатыва
ния зашиты.
Для повышения подачи масля-
ных инжекторов турбин ПТ-12-35/10,
ПР-12-90/15/7 в таких случаях целе-
сообразно увеличить диаметр горла
диффузора с 24 до 26 мм и диаметр
сопла с 7 до 8 мм. При этом необ-
ходимо обеспечить строгую соос-
ность сопла и диффузора. Измене-
ние размера только у одного элемен-
та (сопла или диффузора) не дает
необходимого прироста подачи ин-
жектора.
В отдельных случаях резкое уве-
личение подачи инжектора вплоть
до его срыва может произойти от
неправильных действий обслужива-
ющего персонала, например при
переключении масляного фильтра
или включении в работу резервного
маслоохладителя, если эти переклю-
чения производятся без предвари-
тельного медленного заполнения
маслом с полным удалением возду-
ха из масляной полости резервного
маслоохладителя или масляного
фильтра.
Чтобы снизить вероятность оши-
бок при этих переключениях, целе-
сообразно предварительно включить
в работу аварийный или пусковой
масляный насос.
211
4. На некоторых турбинах
Р-6-35/5, ПР-6-35/10/5, ПР-6-35/15/5
имели место случаи повышения виб-
рации переднего подшипника, кото-
рый оказался наиболее чувствитель-
ным к эксплуатационным факторам,
таким, как небольшие изменения ба-
лансировки и расцентровки валов.
Установка второй гибкой опоры
под корпус подшипника значитель-
но улучшает вибрационное состоя-
ние турбины и уменьшает чувстви-
тельность к эксплуатационным усло-
виям.
5. В процессе эксплуатации тур-
боприводов питательных насосов
типа Р-11-15/ЗП блоков 300 МВт
имели место случаи повышенного
износа колодок нерабочей стороны
упорного подшипника. Этот износ
вызывается несколькими причи-
нами:
1) снижением качества масла и
состояния поверхностей упорного
гребня и колодок. Появление рисок
на этих поверхностях резко снижает
несущую способность подшипника.
2) ухудшением состояния зубча-
той муфты (турбина—насос). При
износе зубчатого зацепления выше
допустимого предела или отложе-
нии шлама могут возникать осевые
усилия, значительно превышающие
допустимые значения;
3) увеличением пульсации дав
ления масла главного масляного на-
соса, что приводит к износу фикса
торов положения колодок.
При повышенном износе зубчато-
го зацепления муфты на работу не-
рабочей стороны упорного подшип-
ника особенно неблагоприятно влия-
ет мгновенное прекращение подачи
пара в турбину (останов турбины
выбиванием автоматического затво-
ра при работе под нагрузкой), в ре-
зультате чего происходит изменение
знака осевого усилия и резкое на-
гружение нерабочей стороны упор-
ного подшипника. В этом случае
останов турбины должен произво
диться плавным закрытием стопор-
ного клапана приводом. При первой
же возможности необходимо при-
вести поверхности зубчатой муфты
212
в порядок. Желательно в этом слу-
чае выполнить сульфидирование по-
верхностей зацепления диффузион-
ным методом.
Сульфидирование проводится в
сероводородном гидросульф и дном
растворе (состав: двууглекислый
натрий 2,3 г/л; сернокислый натрий
1.5 г/л; роданистый калий 1,5 г/л;
техническая соляная кислота
1,0 г/л) погружением деталей в по-
догретый до 100 °C раствор и вы-
держкой их в этом растворе в тече-
ние 4—5 ч.
При возникновении износов по
причинам, перечисленным в пунк-
тах 1—3, необходима установка мас-
ляного уплотнения с зазором 0,15—
0,20 мм по наружному диаметру
импеллера для снижения влияния
пульсации насоса на нерабочие ко-
лодки, уменьшение разбега в упор-
ном подшипнике до 0,20—0,25 мм,
приведение поверхностей упорного
гребня и колодок до состояния тре-
бований завода-изготовителя и при-
ведение масла в норму за счет цен-
трифугирования или замены. Пере-
численные мероприятия значительно
повышают работоспособность нера-
бочей стороны упорного подшип-
ника
Пуск поиводных турбин
К-17-17П, К-17-15П, К-1110П в от-
личие от всех других типов турбин
КТЗ осуществляется регулирующи-
ми клапанами при полностью откры-
том стопорном клапане в следующей
последовательности.
I. Производится проверка со-
стояния турбоустановки перед пус-
ком. При этой проверке следует
обеспечить готовность установки
БРОУ—ТПН к подаче пара на при-
водную турбину, готовность станции
к подаче циркуляционной воды на
конденсатор и маслоохладители, го-
товность к пуску конденсатных на-
сосов, эжекторов, готовность цен-
трализованной маслосистемы к по-
даче масла на приводную турбину.
Все контрольно-измерительные при-
боры должны быть исправны и на-
ходиться на своих местах. Вся элек-
трическая часть органов защиты.
автоматических устройств и снгна-
тнзации также должна быть в ис-
правном состоянии. После проверки
перечисленных объектов подается
напряжение и производится провер-
ка работоспособности систем, а так-
же готовности предвключенного и
питательного насосов к работе.
2. Производится подготовка к
пуску масляной системы. При про-
верке следует убедиться, что масло
поступает на смазку всех подшипни-
ков и на входы пускового и резерв-
ного маслонасосов регулирования,
что давление масла на смазку не
ниже 0,1 МПа, а температура в пре-
делах 40—45 °C.
Проверяется заполнение маслом
маслоохладителей, подача масла на
зацепление редуктора. Масляные
полости обоих маслоохладителей
должны быть заполнены маслом,
после чего один из маслоохладите-
лей с помощью запорной арматуры
отключается по маслу, а запорная
арматура остающегося в работе
маслоохладителя должна быть пол-
ностью открыта и опломбирована и
открытом положении. Производится
включение в работу одного из насо-
сов регулирования и проверяется ра-
бота резервного насоса. После по-
дачи масла необходимо убедиться в
отсутствии течей масла в трубопро-
водах и соединениях-
3. Производится проверка дейст-
вия элементов защиты и регулиро-
вания на неработающей турбине при
закрытой задвижке подвода пара к
турбине. Для этого необходимо
предварительно отключить систему
защиты насосов (питательного и
бустерного) и защиту по повышению
давления в конденсаторе. Проверя-
ется закрытие стопорного клапана
и регулирующих клапанов парорас-
пределения при воздействии на
кнопку автоматического затвора,
расположенного в корпусе передне-
го подшипника турбины, и повтор-
но— от воздействия на кнопку ав-
томатического затвора, расположен-
ного на редукторе.
При проверке работы защит сто-
порный клапан 2—3 раза открывают
полностью, а в дальнейшем его от-
крывают на 20—30 мм. Проверяется
закрытие стопорного клапана и ре-
гулирующих клапанов парораспре-
деления при воздействии на кнопку
«Стоп> дистанционного включателя
турбины
Проверяется закрытие стопорно-
го клапана и регулирующих клапа-
нов парораспределения при сниже-
нии давления масла в системе смаз-
ки, осевого сдвига ротора, повыше-
ния давления в конденсаторе. Про-
веряются защиты, действующие на
останов турбины, питательного и
предвключенного насосов. Подготов-
ка к пуску насоса производится по
инструкции завода-изготовителя на-
сосов.
4. Выполняются подготовитель-
ные операции перед пуском: запол-
няется конденсатосборник конден-
сатора до среднего уровня водоука-
зательного стекла конденсатом; сле-
дует убедиться, что открыты за-
движки на входе конденсатных на-
сосов; открываются задвижки на
линии охлаждающей воды к конден-
сатору; открываются клапаны отсо-
са воздуха из водяных камер; от-
крываются задвижки на выходе
охлаждающей воды; включается в
работу один из конденсатных насо-
сов; включается в работу регулятор
уровня конденсата в конденсаторе;
включается в работу пусковой и ос-
новной эжекторы и регулятор уп-
лотнений; включается в работу ва-
лоповоротное устройство после
заполнения водой предвключенного
и питательного насосов. Взводятся
дистанционные выключатели и ав-
томатические затворы.
Убедившись, что регулирующие
клапаны закрыты, приступают к
прогреву паропроводов до регули-
рующих клапанов. Прогрев должен
вестись со скоростью не выше 5 °C
в 1 мин; после достижения темпера-
туры металла стопорного клапана
120 °C открывается главная паро-
вая задвижка и закрывается бай-
пас.
213
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абалаков Б. В., Банник В. П., Рез-
ников Б. И. Монтаж и наладка турбоаг-
регатов и вспомогательного оборудования
машинного зала. М.. Энергия, 1976.
2 Банник В. I)., Винницкий Д. Я-
Справочник монтажника тепловых электро
станций. М,- Энергия, 1972. Т. 2.
3. Веллер В. Н. Гидродинамическое ре
гулнрование паровых турбин. М.: Энергия,
1953%
4 Влияние влажности пара на эконо-
мичность многоступенчатой турбины /
В И. Кирюхин, В. И. Дикарев. В. В. Пря-
хин и др. // Теплоэнергетика, 1972, №11.
с. 26—29.
5. Влияние воздухосодержания рабо-
чей жидкости на устойчивость гидролина
мической системы регулирования паровых
турбин КТЗ / Н. М. Тараненко, Н. А. Бру-
сницын, В. В. Доронин, Ю. Л. Лукашен-
ко? 7^ Энергомашиностроение, 1972, №8,
6. Динамическая прочность облопачи-
вания турбин ОР-12П Конаковской
ГРЭС / Е. Б. Карпин, Е. И. Молчанов,
Р Л. Зайдельная н др. // Энергомашино-
строение, 1972, № 9, с. 28.
7 Зальф Г. А., Звягинцев В. В. Теп-
ловой расчет паровых турбин. М. Машгиз,
1961
8. Исследование специальных турбин-
ных ступеней—сепараторов / М. Е. Дейч,
В. И. Кирюхин, Г. А. Филиппов и др.
Теплоэнергетика, 1974, № 8. с 20—23.
9 Казанский В. Н. Система смазки па-
ровых турбин. М,- Энергия, 1974
10. Карпин Е. Б., Аркадьев Д. А., Тем-
кин С. Г. Из опыта вибрационной отстрой-
ки облопачивания / Энергомашиностроение.
1977, № 1, с. 40%
11 Карпин Е. Б. Из опыта автофрети-
рования турбинных дисков // Энергомаши-
ностроение, 1959, № 1, с. 39.
12. )Кирюхнн В. И., Тараненко Н. М-,
Огурцова Е. П. Опыт организации завод-
ской наладки САР паровых турбин КТЗ //
Энергомашиностроение, 1974, №3, с. 37—40.
13 Конденсаторы паровых турбин /
Г. Г. Шклоиер, А. 3 Росинский, А. В. Буе-
вич, Е. И Лавров // Теплообмен н гидро-
динамика. М.: Наука, 1977, с. 143—150
14 Назаров И. К. Развитие паротурбо-
строения на Калужском турбинном заво-
де Энергомашиностроение, 1959, № 12,
с. 1.
15. Огурцова Е. П., Тараненко Н. М_,
Харицкий Г. Ф. Автоматическая компенса-
ция изменений степени неравномерности и
уровня настройки системы регулирования
скорости вращения турбины при работе на
скользящих параметрах свежего пара //
Энергомашиностроение, 1972, № 5, с. 14—17
16. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей. — 13-е изд.
М Энергия, 1977.
214
17. Руководящие указания по проверке
систем регулирования основных типов паро-
вых турбин. М.: СЦНТИ Энергонот
ОРГРЭС. 197 S'
18 Самойлович Г. С., Трояновский Б. М.
Переменный режим работы паровых тур-
бин. М.. Энергия, 1982.
19. Сборник директивных материалов
по эксплуатации энергосистем (теплотехни-
ческая часть). М.: Энергия, 1981. Выл. 2.
20. Соколов Е. Я., Зингер Н. М. Струй-
ные аппараты М.: Энергии, 1970.
21. Тепловые и атомные электростан-
ции. Справочник / Под ред. В. А. Григорь-
ева, В. М. Зорина. М. Энергия, 1982.
•2Й. Тараненко Н. М. О сложении пер-
вичного и усиленного импульсов в системах
регулирования паровых турбин // Энерго-
машиностроение, 1962, № 7, с. 8—12.
23. Трифонов Е. В., Цуканов В. ф.,
Ямпольский С. Л. Опорно-упорный подшип
ник паровой турбины, совмещенный с мас-
ляным насосом // Энергомашиностроение,
1957, № 6. с. 1.
24. Филиппов Г. А., Поваров О. А.,
Пряхин В. В. Исследования и расчеты тур-
бин влажного пара. М - Энергия, 1973.
25. Харицкий Г. Ф. Радиальная регули-
рующая поворотная диафрагма для паро-
вых турбин /; Энергомашиностроение, 1979,
№ 3, с. 37.
26. Харицкий Г. Ф. Паро-гаэораспреде-
ление турбин с герметично уплотненными
штоками // Энергомашиностроение, 1971,
27. Щегляев А. В. Паровые турбины. —
5-е изд. М Энергия, 1976
28. Щегляев А. В., Смельницкий С. Г.
Регулирование паровых турбин М.- Энер-
гия, 1962.
29. Ямпольский С. Л., Хомяков В. П.
Несущая способность упорных подшипни-
ков и осевые усилия в турбинах при дина-
мических режимах Энергомашинострое-
ние, 1971, № 12, с. 17.
30. Исследование внутриканальной се-
парации влаги в многоступенчатой турби-
не / В. И Кирюхин, Г. А. Филиппов,
В. Й. Дикарев и др. ' ' Теплоэнергетика.
1975, № 8, с. 18
31 Исследование структуры влажного
пара в многоступенчатой турбине /
В И. Кирюхин, Г. А. Филиппов, В. И. Ди-
карев н^др '! Теплоэнергетика, 1976, № 5,
32. Щеколдин А. В., Кирюхин В. И. Ре-
гулирующие ступени скорости турбин ма-
лой и средней мощности /! Теплоэнергети-
ка, 1961. № 3, с. 36—40.
33. Шкловер Г. Г., Мильман О. О. Ис-
следование и расчет конденсационных уст-
ройств паровых турбин М: Энергия, 1985.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Принятые сокращения 4
Введение . • 5
Глава первая Турбины КТЗ
для привода синхронных генера-
торов ... 8
1.1. Основные характеристики,
особенности конструкции и
эксплуатационные данные 8
1.2. Конденсационные турбины 16
1.3. Турбины с противодавле-
нием . .... 22
Глава вторая. Турбины для
привода питательных насосов
энергоблоква большой мощности 25
2.1. Основные характеристики и
особенности конструкция 25
2.2. Паровые турбины типа
2.3. Паровая турбина
К-12-10ПА 32
2.4. Паровая турбина
Р-1М5/ЗП . 35
Глава третья. Устройство тур-
бин КТЗ . .... 37
3.1. Особенности конструкции 37
32. Корпус турбины 39
3.3. Ротор турбины 41
3.4. Сопловые и рабочие ое-
шеткя 47
3.5. Турбинные диафрагмы . 51
3.6. Концевые уплотнения . . 54
3.7. Подшипники и главные
масляные насосы . 55
3.8. Муфты соединительные 61
Глава четвертая Тепловые
схемы и оборудование турбо-
установок . 65
4 I. Тепловые схемы . 65
4.2 . Конденсаторы 67
4.3 Регулятор уровня конден-
сата . . . 70
4.4 Подогреватели . . .73
4.5 . Система отсоса паровоз-
душной смеси из конденса-
тора я уплотнений турбины 77
тического регулирования турбин
КТЗ............................80
5. 1. Обоснование выбора и
принципиальные особенно-
сти системы регулирования 80
5. 2. Система автоматического
регулирования конденсаци-
онных турбин . . . 81
53. Система автоматического
регулирования турбин с
противодавлением ... 84
54. Система автоматического
регулирования турбин с од-
ним регулируемым отбором
пара..........................89
55. Система автоматического
регулирования турбин с
двумя регулируемыми отбо-
рами пара . . 97
5 6 Система автоматического
регулирования турбин с ре-
гулируемым отбором пара и
противодавлением . .102
5.7. Система автоматического
регулирования турбин для
привода питательных насп-
сов турбоблоков большой
мощности . . . . 106
Глава шестая. Конструкция
элементов систем автоматическо-
го регулирования . - 109
6.1. Компоновка элементов ре-
гулирования .... 109
62. Насос-регулятор - 109
6.3 Блок регулирования 110
6 4. Трансформаторы давления
турбин для привода элект-
рических генераторов . .111
6.5. Трансформаторы давления
приводных турбин . .116
66 Регуляторы, давления . 117
6.7 Отсечной золотинк - 122
68 Сервомоторы для привода
органов парораспределения 123
6.9. Парораспределение 125
Глава седьмая. Защитные уст-
ройства турбин .... 131
7.1. Задачи системы защиты . 131
72. Схемы зашит . .132
73. Стопорные клапаны . . - 136
215
7.4. Обратные клапаны-эахлоп-
кн...........................142
7.5. Регуляторы безопасности по
Предельной частоте враще-
ния ротора...................144
7-6. Реле давления .... 149
7.7. Реле закрытия регулирую-
щих клапанов и поворот-
ных диафрагм . . . .150
Глава восьмая. Системы масло-
снабжения ................... 153
8.1. Основные требования . . 153
8.2. Принципиальные схемы
маслоснабжения . . 154
8.3. Элементы системы масло-
сиабжеиня . . . 158
Глава девятая. Настройка си-
стем автоматического регулиро-
вания . . . 163
9.1. Гидравлический расчет си-
стемы регулирования . 163
9.2. Паспорт настройки блока
регулирования 168
9.3. Настройка блокл регулиро-
вания на холодном стенде 171
Глава десятая. Особенкоств
монтажа, нвладки и эксплуата-
ции паровых турбин КТЗ . 182
101. Подготовка фундамента и
установка турбины . . .182
10.2. Ревизия ротора и элементов
проточной части .... 189
10.3. Пуск турбины и испытание
системы автоматического ре
гулирования...................192
10.4. Возможные неколадки в ра-
боте регулирования и мас-
лоснабжекяя .... 202
10.5. Особенности эксплуатации
турбин ...................... 208
10.6. Надежность и возможная
модернизация турбин . . 209
Слисок литературы.................214
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ИЗДАНИЕ
ВЛАДИМИР ИВАНОВИЧ КИРЮХИН
НИКОЛАЙ МАРКОВИЧ ТАРАНЕНКО
ЕКАТЕРИНА ПЕТРОВНА ОГУРЦОВА
ВЛАДИМИР ИВАНОВИЧ КРЮКОВ
ВАСИЛИЙ ИВАНОВИЧ КУРГУЗНИКОВ
ЕВГЕНИИ ИВАНОВИЧ ЛАВРОВ
ВАЛЕРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ ВАРАКУШЕВ
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ
МАЛОЙ МОЩНОСТИ КТЗ
Редактор издательства Н М. П е у во в а
Художественные редакторы В. А. Газ а к - Хоз а к.
Технический редактор В. В X а л а е а а
Корректор И А. Володяева
Сдано в набор IS.08.86. Подписано в печать 05 12.86 Т-23024
Формат 70Х100Ук. Бумага офсетная № | Гарнитура литературная
Печать офсетная. Усл. леч л 17,55. Уел. кр -отт. 17,55.
Уч.-изд. л. 19,95. Тираж 4600 экз Заказ 2049 Цена I р. 40 к.
Знерговтониэдат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Московская типография № 4 Союзполиграфпрома
при Государственной комитете СССР
во делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
129041. Москва, Б. Переяславская ул., 46