Трухний А.Д. Паротурбинная установка блоков Балаковской АЭС

Подождите немного. Документ загружается.

§ 3 9] ОП И РАН И Е ТУРБОАГРЕГАТА НА ФУНДАМЕНТ И ОРГАНИЗАЦИЯ ЕГО ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ 139_

Рис. 3.62. Боковая фундаментная рама для опирания торцевых лап соседних ЦНД:

а — рама, б — установка поперечной шмонки, β — установка опорных пластин под торцевые лапы ЦНД, / — корпус рамы, 2 —

прижимные скобы, 3 — крепежные болы прижимных скоб, 4 — опорные пластины, 5 — отверстие иод фундаментные болты, 6 —

поперечная шпонка для фиксации торцевой папы корпуса ЦНД. 7 — регулировочные клинья, 8, 9 — виты крепления шпонки

и клиньев, 10 — опорная поверхность торцевой лапы корпуса ЦНД· II — регулировочная пластина, 12 — установочный штифт,

13— клинообразнаая направляющая шпонка

140 КОНСТРУКЦИЯ ДЕТАЛЕЙ И УЗЛОВ ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2 [Гл. 3

—>

Рис. 3,64. Система тепловых расширений ЦВД:

/ — передняя осевая опора валопровода (опора № 1); 2 —

лапы корпуса; 3 — ЦВД; 4, 6 — продольные и поперечные

шпонки между основанием осевой опоры № 2 и осевой фунда-

ментной рамой № 2; 5 — осевая опора валопровода между ЦВД

и ЦНД-1; 7 — передние боковые фундаментные рамы ЦНД-1;

8 — поперечные шпонки между передними торцевыми лапами

ЦНД-1 и боковыми фундаментными рамами; 9 — неподвиж-

ные торцевые лапы ЦНД-1; 10 — выходной патрубок ЦНД-1;

11 — вертикальные шпонки корпуса ЦВД; 12 — продольные

шпонки между основанием опоры № 1 и продольной фунда-

ментной рамой № 1, 13 — стулья под лапы корпуса ЦВД,

14— прижимные скобы; 15, 16 — осевые фундаментные рамы

под опоры № 1 и 2, Ф/ — фикспункт системы опора № 2 —

ЦВД — опора № 1, Ф2 — фикспункт ЦНД-1

Рис. 3.63. Торцевая лапа корпуса ЦНД:

/ — торцевая лапа; 2 — призматические фланцы для удержа-

ния ЦНД прижимными скобами, 3 — опорная поверхность

лапы, 4 — фанцевый разъем внешнего корпуса ЦНД; 5, 6 —

верхняя и нижняя половины выходного патрубка ЦНД

Рассмотрим теперь систему тепловых расшире-

ний турбины. Она выполнена так, что корпус ЦВД, а

также все корпуса ЦНД расширяются по отдельно-

сти, независимо друг от друга, сохраняя центровку.

Рис. 3.65. Элементы соединения опоры и корпуса ЦВД:

а — вертикальная шпонка: 6 — прижимные скобы лап корпуса

ЦВД; / — регулировочные клинья; 2 — тело шпонки; 3 — стен-

ка корпуса опоры № \, 4 — шпоночный паз на корпусе ЦВД,

5— скоба; 6 — винт; 7 — регулировочная прокладка, 8—

датчик динамометра; 9 — опорная площадка корпуса опоры

На рис. 3.64 показана система тепловых расши-

рений ЦВД. Как уже отмечалось (см. рис. 3.25),

нижняя половина корпуса ЦВД имеет четыре лапы 2

(рис. 3.64), которыми он помещается на стулья опор

144 КОНСТРУКЦИЯ ДЕТАЛЕЙ И УЗЛОВ ТУРБИНЫ К-1000-5,9/25-2 [Гл 3

(см. поз. 5 на рис. 3.58 и поз. 13 на рис. 3.64). Высо-

ту стульев подбирают так, чтобы горизонтальный

разъем корпуса совпал с горизонтальными разъема-

ми опор валопровода (а все они — с осью ротора).

Тем самым добиваются совпадения горизонтальных

плоскостей опор, корпуса и оси ротора ЦВД.

Перед установкой корпуса на верхней фунда-

ментной плите монтируют осевые фундаментные

рамы 15 и 16 под опоры ротора ЦВД. Фундамент-

ные рамы устанавливают так, чтобы оси продоль-

ных шпонок 4 и 12 лежали на одной прямой. После

установки продольных 4 и 12 и поперечных 6 (под

опорой № 2) шпонок на верхней поверхности своими

пазами помещают опоры роторов 1 и 5. При этом

опора 5 оказывается закрепленной на фундамент-

ной раме 16, а пересечение осей ее продольных и

поперечных шпонок образует фикспункт Ф1 опоры

№ 2. Опора № 1 поперечных шпонок не имеет, и

поэтому при приложении осевых нагрузок она

может свободно перемещаться по фундаментной

раме вдоль продольных шпонок 12.

Между нижней половиной корпуса ЦВД и его

опорами 1 и 5 в вертикальной плоскости у поверх-

ности скольжения устанавливают две вертикальные

шпонки 11 (см. рис. 3.64), которые имеют специаль-

ную конструкцию (рис. 3.65, а). На тело шпонки 2

с клиновыми гранями надевают регулировочные

клинья 1, которые позволяют ее зафиксировать

в шпоночном пазу 4 с малыми зазорами δ и δ

составляющими 0,04—0,08 мм. Сам паз выполнен

на корпусе ЦВД (см. поз. 8 на рис. 3.25). Таким

образом, вертикальное шпоночное соединение,

допуская свободное тепловое расширение корпуса

от опорной поверхности лап относительно корпусов

опор, совмещает вертикальные плоскости корпуса

ЦВД и опор. Тем самым обеспечивается центровка

этих элементов при изменении температуры корпу-

са ЦВД относительно температуры корпусов опор.

При этом Т-образная шпонка допускает взаимное

осевое перемещение корпуса ЦВД относительно

опор лишь на очень малое расстояние, равное сум-

ме зазоров δ (см. рис. 3.65). Таким образом, при

пусках турбины (см. рис. 3.64) корпус ЦВД расши-

ряется и упирается справа в корпус опоры № 2,

которая не перемещается из-за наличия шпонки 6.

Поэтому корпус турбины с помощью Т-образной

шпонки заставляет перемещаться корпус опоры 1

вдоль продольных шпонок 12. При этом лапы 2 кор-

пуса свободно скользят по стульям опор.

Таким образом, система опора № 2 — корпус

ЦВД — опора № 1 свободно расширяется (или

сокращается) по фундаментным рамам 16 и 15

во всех направлениях от фикспункта Ф1, который

одновременно является фикспунктом и для указан-

ной системы и для опоры № 2.

Подчеркнем, что опора № 2 соединена с выход-

ным патрубком 10 ЦНД-1 компенсатором (см. поз.

11 на рис. 3.56), т.е. практически не имеет силовой

связи с остальной турбиной.

Все три ЦНД устанавливаются на фундаменте

одинаковым образом и расширяются, как и ЦВД,

автономно. Для примера на рис. 3.66 показана сис-

тема тепловых расширений среднего ЦНД (ЦНД-2).

Осевые фундаментные рамы 4 и 5 имеют верти-

кальные шпонки 13 и 19 (см. также поз. 5 на

рис. 3.61), которыми они входят в шпоночные пазы,

расположенные в нижних половинах выходных пат-

рубков 2 ЦНД. Поскольку осевые опоры жестко за-

креплены на фундаментных рамах с помощью про-

дольных 14 и 19 и поперечных 8 и 15 шпонок (см.

рис. 3.61), то тем самым совмещаются вертикаль-

ные плоскости всех осевых опор и корпусов ЦНД.

Каждый из корпусов ЦНД с помощью торцевых лап

10 и 11 (см. также рис. 3.63) помещается на четыре

боковые фундаментные рамы 7 и 17 (см. также

рис. 3.62), высота которых с помощью прокладок

подбирается так, чтобы совместить горизонтальные

плоскости всех цилиндров. Таким образом, обеспе-

чивается центровка всех корпусов ЦНД и корпуса

ЦВД. Для осевой фиксации ЦНД с его левой сто-

роны под торцевые лапы устанавливают попереч-

ные шпонки 9 (см. также рис. 3.62). Пересечение

оси поперечных шпонок 9 с вертикальной плоско-

стью образует фикспункт Ф2 ЦНД-2. От него про-

исходит свободное расширение ЦНД во всех

направлениях. При этом торцевые лапы // свобод-

но скользят по опорным поверхностям боковых

фундаментных рам / 7.

На рис. 3.64 точка Ф2 представляет собой фик-

спункт ЦНД-1, а на рис. 3.66 точка Ф4 — фик-

спункт ЦНД-3.

После монтажа всей турбины ее ЦВД и ЦНД,

стопорно-регулирующие клапаны, отсечные клапа-

ны после промежуточного перегрева, ресиверные

трубы тщательно изолируются для того, чтобы тем-

пература наружного слоя изоляции при работе тур-

бины не превышала 45 °С.

3.10. ΒΑΛΟΠΟΒΟΡΟΤΗΟΕ

УСТРОЙСТВО

Валоповоротное устройство служит для медлен-

ного вращения валопровода турбины, исключающе-

го его изгиб из-за температурной неравномерности

по сечению, появления вибрации и задеваний вра-

щающихся деталей о неподвижные. Необходимость

в работе валоповоротного устройства возникает при

пусках и остановках турбины.

§ 3.10] ВАЛОПОВОРОТНОЕ УСТРОЙСТВО 145

При пуске турбины для создания внутри нее и в

конденсаторе разрежения на концевые уплотнения

подается пар и включается отсос воздуха. Если уп-

лотняющий пар подать в турбину с неподвижным

ротором, то температура его поверхности по окруж-

ности станет различной. Соответствующим образом

будет изменяться температурное удлинение его

отдельных продольных волокон, и в результате

ротор изогнется. Это может привести к вибрации,

выборке радиальных зазоров и задеваниям с тяже-

лой аварией.

Еще хуже будет при остановке турбины. Оста-

новленный горячий ротор снизу будет остывать

быстрее, чем сверху, и в результате также возник-

нет изгиб ротора.

Для исключения этих явлений используется ва-

лоповоротное устройство, представляющее собой

электродвигатель мощностью в несколько десятков

киловатт и понижающий редуктор, приводящие

ротор во вращение с частотой 4—30 об/мин. Все

валоповоротные устройства выполняют полуавто-

матическими: включаются они машинистом, а

выключаются автоматически при достижении тур-

биной частоты вращения большей, чем частота вра-

щения валоповоротного устройства.

На рис. 3.67 показано валоповоротное устройст-

во турбины К-1000-5,9/25-2, вращающее ротор тур-

бины с частотой 3,8 об/мин. Оно состоит из асин-

хронного электродвигателя мощностью 40 кВт с

частотой вращения вала 1450 об/мин, гидромуфты,

червячной и зубчатой передач. Гидромуфта передает

Рис. 3.67. Валоповоротное устройство:

/ — корпус ЦНД; 2 — опора качения; 3 — ротор ЦНД; 4 — зубчатое колесо; 5 — вал-шестерня; б — коллектор смазки, 7 —

червяк; 8 — гидромуфта, 9 — электродвигатель; 10 — пружина кулака; // — кулак; 12 — ось кулака; 13 — червячное колесо;

14 — поверхность контакта кулака и ротора ЦНД

146 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

вращение с вала электродвигателя на червяк с по-

мощью сил трения, возникающих между двумя дис-

ками, расположенными на разных валах и заклю-

ченными в масляную ванну.

При включении валоповоротного устройства

вращение с зубчатого колеса 4 передается на ротор

турбины с помощью трех кулаков через поверх-

ность контакта 14. Центр тяжести кулаков располо-

жен так, что возникающая при вращении центро-

бежная сила стремится их утопить в роторе и разъ-

единить ротор и зубчатое колесо 4. Этому противо-

действует плоская пружина. При малой частоте вра-

щения пружина преодолевает центробежную силу

кулака и поэтому ротор и шестерня находятся в

зацеплении. При достижении частоты вращения

180 об/мин центробежная сила преодолевает усилие

пружины и происходит расцепление ротора и шес-

терни. Шестерня при этом вращается в специаль-

ных опорах качения, установленных в корпусе.

Контрольные вопросы

1. Что такое центровка турбоагрегата?

2. ДЛЯ чего служат шпоночные соединения?

3. Что такое концентрация напряжений?

4. Что такое предел прочности и предел текучести мате-

риала?

5. Что такое демпфирование материала?

6. Что определяет вязкость разрушения?

7. Чем различаются стали от чугунов?

8. Как обозначаются легированные стали?

9. Чем отличаются условия работы облопачивания пер-

ных и последних ступеней турбины?

10. С какой целью выполняют бандажи рабочих лопаток?

Чем отличаются накладные бандажи от цельнофрезе-

рованных?

11. С какой целью устанавливают демпферные бандажи?

12. Как изменятся напряжения в рабочих лопатках, если

зазоры в замках хвостового соединения выполнить

чрезмерно большими?

13. Какой хвостовик прочнее: грибовидный многоопор-

ный или елочный?

14. Почему на рабочих лопатках последней ступени тур-

бины К-1000-5,9/25-2 выполняют полочный бандаж,

а не интегральный?

15. Объясните, как расширяется ротор турбины К-1000-

5,9/25-2 при ее пуске.

16. Зачем цилиндры турбины снабжаются фланцевыми

соединениями?

17. Для чего корпуса ЦВД и ЦНД турбины К-1000-5,9/25-2

выполнены двухстенными?

18. Какие эксплуатационные преимущества дает выпол-

нение паровпускных патрубков и патрубков отбора

только в нижних половинах цилиндров?

19. Объясните, как обеспечиваются центровка и свобода

тепловых расширений внутреннего корпуса ЦВД во

внешнем?

20. Как осуществляется сборка ЦВД?

21. Что такое фикспункт?

22. Как осуществляется установка обоймы в корпусе

цилиндра?

23. Для чего диафрагмы ЦВД сболчивакмся попарно

перед установкой в обоймы?

24. Как обеспечивается свобода тепловых расширений

диафрагмы в корпусе турбины?

25. Чем различаются условия работы корпусов ЦНД

и ЦВД?

26. Почему корпус ЦНД выполнен двухстенным?

27. Почему для размещения гребней уплотнений исполь-

зуют множество отдельных сегментов, а не два пол\ -

кольца?

28. Какие функции выполняют опорные и упорные под-

шипники?

29. Для чего на крышках подшипников устанавливаются

аварийные емкости?

30. Что представляет собой баббит и каким целям он слу -

жит?

31. Чем различаются гидродинамический и гидростати-

ческий подшипники?

32. Что такое гидростатический подъем валопровода?

33. Чем различаются одноклиновый и двухклиновый

опорные подшипники?

34. Каков принцип работы сегментов упорного подшип-

ника?

35. Что такое осевой разбег в упорном подшипнике?

36. Что такое осевой сдвиг ротора?

37. Каковы особенности опор валопровода турбины

К-1000-5,9/25-2?

38. В чем разница опирания корпусов ЦВД и ЦНД турби-

ны К-1000-5,9/25-2 на фундамент?

39. Какова разница в функциях торцевых и боковых лап

ЦНД?

40 Каковы функции валоповоротного устройства?

Глава четвертая

СИСТЕМА МАСЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРБОАГРЕГАТА

4.1. ЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ СИСТЕМА

СМАЗКИ ЭНЕРГОБЛОКА

Маслоснабжение систем смазки и регулирова-

ния главной турбины и приводных турбин пита-

тельных насосов в значительной мере определяет

надежность работы энергоблока, так как даже крат-

ковременное прекращение подачи масла к подшип-

никам турбин, генератора, питательных насосов,

редуктора может привести к тяжелому поврежде-

нию этих агрегатов, а оставить без масла системы

регулирования турбин — значит потерять управ-

ление ими.

Длительное время высокая надежность масло-

снабжения обеспечивалась приводом главного

масляного насоса от вала турбины. Реализация

этого принципиального решения, подтвержденного

мировым опытом эксплуатации в течение десятиле-

тий, при проектировании мощных паровых турбин

ТЭС и АЭС столкнулась с серьезными трудностя-

ми. С повышением давления и расходов масла в

системе регулирования выросли размеры насосной

группы, что усложнило компоновку ее в блоке

переднего подшипника. Значительные осевые пере-

мещения корпуса подшипника затруднили органи-

зацию самокомпенсации маслопроводов большого

сечения. Возрастание объема масла в баке, располо-

женном непосредственно под передним подшипни-

ком турбины вблизи горячих паропроводов, усугу-

било пожарную опасность турбоустанов-

к и. Слабым элементом оказалась и зубчатая муфта

привода насоса от вала турбины, а нарушение рабо-

ты насоса требовало остановки турбины.

Переход на независимый привод насо-

сов регулирования и см аз к и от электродви-

гателей стал возможным благодаря достаточно вы-

сокой надежности питания собственных нужд на

современных мощных электростанциях. Снятие глав-

ного масляного насоса с вала турбины и переход к

автономным насосам с электроприводом на мощ-

ных турбинах ТЭС было также ускорено примене-

нием различных жидкостей в системе регулирова-

ния (воды или огнестойкого синтетического масла)

и смазки (минерального масла).

Применение независимого привода насосов регу-

лирования и смазки дает немалые преимущества:

• независимый привод насосов в сочетании

с резервом позволяет ремонтировать любой из насо-

сов без остановки турбины;

• можно удалить масляный бак от горячих эле-

ментов турбоустановки и разместить его на нуле-

вой отметке, что существенно повышает пожаробе-

зопасность;

• отпадает необходимость в применении

инжекторной группы для создания подпора

на всасывании главного масляного насоса центро-

бежного типа и подачи масла на смазку;

• появляется возможность в исключительных

случаях, например при пожаре, остановить насосы,

специальными мероприятиями обеспечив безава-

рийный останов турбины;

• можно выполнить централизованную систему

маслоснабжения турбоустановки.

Централизованная система смазки

энергоблока Балаковской АЭС питает турбинным

маслом Тп-22С подшипники главной турбины, ге-

нератора, возбудителя, валоповоротного устройст-

ва, турбопитательных насосных агрегатов (ТПН).

С ней тесно связаны системы гидростатического

подъема роторов турбины и генератора, регулиро-

вания и защиты главной турбины и ТПН, уплотне-

ния вала генератора.

4.2. СИСТЕМА СМАЗКИ

ПОДШИПНИКОВ ТУРБОАГРЕГАТА

Схема системы смазки подшипников турбоагре-

гата показана на рис. 4.1.

Общий для всех маслосистем энергоблока

главный масляный бак / объемом 127 м

установлен на полу конденсационного помещения

на отметке 0,0 м. Этот объем соответствует уровню

залива масла. При работе турбоагрегата уровень

масла в баке существенно снижается в связи с запол-

нением аварийных бачков, демпферного бака, мас-

лоохладителей и маслопроводов. Минимальный

уровень масла в баке ниже номинального на 150 мм

и выше аварийного на 100 мм.

Рис. 4.1. Схема системы смазки подшипников турбоагрегата:

/ — главный маслобак; 2 — сетчатый фильтр грубой очистки; 3 — воздухоотделитель; 4 — сетчатый фильтр тонкой очистки; 5 — маслонасосы системы смазки; б —

маслоохладители; 7, 10 — эксгаустеры; 8 — доливочный бак; 9 — аварийный маслобак ТПН-1 и ТПН-2; // — аварийные бачки; 12 — демпферный масляный бак; АМБ —

аварийный маслобак; БСП — бак сбора протечек масла; В — возбудитель; Г — генератор; ГМБ — главный масляный бак; ДБГ — демпферный бак уплотнения вала гене-

ратора; МНР — маслонасос регулирования; МОУ — маслоочистительная установка; НГПР — насос гидроподъема роторов; САРЗ — система автоматического регулиро-

вания и защиты; СРК — стопорно-регулирующий клапан; ФП — фильтр-пресс