Читайте также:
|
Пар от котельных агрегатов с номинальными параметрами 115 ата и 545°С поступает в общий станционный коллектор и оттуда подается на турбоустановки. (рис. 1-39, 1-40)
Совершив работу в проточной части турбины, пар направляется в конденсаторную группу, состоящую из конденсаторов типа КГ2-6200-I (для ТГ-1…4) и 80КЦС-3 (ТГ-6). Основной конденсат конденсатными насосами марки КСВ-320-160 (ТГ-1…4; 320 т/ч, 16 ата) и КС-80-155 (ТГ-6; 80 т/ч, 15,5 ата) закачивается в систему регенерации низкого давления, состоящей из охладителя эжекторов, сальникового подогревателя, подогревателей низкого давления 1, 2, 3, 4. После ПНД‑4 основной конденсат поступает в общую станционную магистраль и оттуда в деаэраторную группу.
Деаэраторная группа представлена пятью деаэраторами типа ДСА-300 (пар подается от коллектора 1,2 ата); десятью деаэраторами типа ДСП (пар с коллектора 6 ата) и двумя деаэраторами типа ВТД-400 для подпитки теплосети (пар из коллектора 1,2 ата). Выпар ДСП соединен с коллектором 1,2 ата; выпар ДСА идет в пароохладитель, через который прокачивается химобессоленная вода, конденсат пара идет в дренажные баки.
После деаэратора питательная вода питательными насосами (8 шт., из них в работе – 2…5) с электроприводом марки ПЭ‑500‑180‑2 (500т/ч, 180 ата) подается в систему регенерации высокого давления, пройдя которую, питательная вода подается в экономайзер котельного агрегата. На турбоустановках ТГ-1, 2, 3, 4 байпасная линия системы регенерации высокого давления отключена. На турбинах ТГ-5 и ТГ-6 байпас включен постоянно из-за повышенной температуры питательной воды (250°С).
5.2. Характеристики турбоагрегатов.
Тип турбин ст. № 1, 2 – Т-100-130, ст. № 3 – Т-100/120-130, ст. № 4 – Т-100/120-130-3, изготовлены Уральским турбомеханическим заводом. Расчетные параметры пара на входе:
в ЦВД давление 11.5 МПа, температура 540 0С;
в ЦСД давление 3.3 МПа, температура 360 0С;
в ЦНД давление 1 МПа, температура 120 0С.
Тип турбин ст. № 5, 6 – ПТ-80/100-130/13, изготовлены Ленинградским металлическим заводом. Расчетные параметры пара на входе:
в ЦВД давление 11.5 МПа, температура 540 0С;
в ЦСНД давление 1.6 МПа, температура 300 0С;
Рис.1-39 Турбинный цех ВТЭЦ-2
Рис. 1-40 Ремонт турбины
В связи с несоответствием производительности топливоподачи установленной мощности станции 1 июля 2003 года турбины ст. № 1-4 и ст. № 6 были перемаркированы. Характеристики турбоагрегатов приведены в табл. 1-41
В настоящее время в эксплуатации находятся шесть турбогенераторов (Табл. 1-41).
Таблица.1- 41
| Наименование | Турбина паровая | |||||
| Стационарный номер агрегата | ||||||
| Тип (марка) турбины | Т-80/100-130 | Т-80/100-130 | Т-80/105-130 | Т-85/110-130 | ПР-50/60-115/13/ 1.2 | ПТ-55/80-130/13 |
| Завод изготовитель | УТМЗ | ЛМЗ | ||||
| Год ввода | ||||||
| Установленная электрическая мощность, МВт | ||||||
| Тепловая мощность, Гкал/час | ||||||
| Парковый ресурс (ПР) норма, часов | ||||||
| Год достижения паркового ресурса | ||||||
| Наработка с начала эксплуатации на 01.01.04, часов | ||||||
| Количество пусков с начала эксплуатации, шт | ||||||
| Вид работ при модернизации | Изменение проточной части турбины в связи с переводом на пониженные параметры | * | - | |||
| Изменение мощности при перемаркировке | Сниже- ние на 20 МВт | Сниже- ние на 20 МВт | Сниже- ние на 25 МВт | Сниже- ние на 25 МВт | - | Сниже- ние на 25 МВт |
Примечание: * - реконструкция с целью перевода на режим работы с противодавлением теплофикационных параметров.
ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ Т-100-130 (Ст. № 1-4)
Одновальная паровая турбина типа Т-100-130 (рис 1-42, 1-43) номинальной мощностью 100000 кВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ-100-2 мощностью 100000 кВт с водородным охлаждением. Ротор турбины вращается по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника. Турбина была расчитана работу с параметрами свежего пара 130ата 555оС, измеренными перед стопорным клапаном. Номинальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор -20 С.
Турбогенератор ст. № 4 типа Т-100/120-130-3 с номинальной мощностью 110ООО кВт сопрягается с генератором типа ТВФ-120-2, мощностью 120000 Квт.
Произведена реконструкция турбин ст.номер 1-4 - срезаны рабочие лопатки 2 ступени произведена рихтовка выходных кромок направляющих лопаток 3,4,5 ступеней. Реконструкция произведена с целью восстановления расхода свежего пара и тепловой нагрузки при пониженных параметрах пара.
ОСНОВНЫЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТУРБОУСТАНОВКИ ПОСЛЕ МОДЕРНИЗАЦИИ.
Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах свежего пара;
1. Давление свежего пара перед стопорным клапаном -115 кг/см2.
2.Температура свежего пара перед стопорным клапаном -540оС
Примечание:турбина допускает длительную работу при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свежего пара Р=110-:-120 кг/cм2,
Т=535оС-:-545оС.
Частота вращения ротора - 3000об/мин
.Мощность:
- номинальная - 104000квт
- максимальная - 120000квт
- на конденсационном режиме - 104000квт
Расход свежего пара:
- номинальный - 460 т/ч
- максимальный - 465т/ ч
Тепловая нагрузка:
- номинальная (суммарно по обоим отборам) - 168гкал/.ч
Рис.1-42 Схема турбины Т-100-130
Рис. 1-43 Тепловая схема Т-100-130
- максимальная- 177гкал/ч
(при использовании тепла пара поступающего в конденсатор для подогрева сетевой или подпиточной воды)
Суммарный расход конденсата на сетевых подогревателях - 320т/ч
Пределы регулируемого абсолютного давления в отопительных отборах, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды:
- в верхнем отборе - 0,6-:-2,5 кгс/см2
- в нижнем отбор - 0,5-:-2,0 кгс/см2
Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается:
- в верхнем - при включенных обоих отопительных отборах;
- в нижнем - при включенном одном нижнем отопительном отборе.
Номинальная тепловая нагрузка достигается турбиной при номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды в количестве 16000м3/ч с Т=20°С, полностью включенной регенерации, количестве питательной воды, подогреваемой в ПВД равном 100% расхода пара на турбину, при работе турбоустановки по схеме завода с деаэратором 6 кг/см2 и ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном количестве пара. Поступающего в конденсатор. Мощность турбины при этом зависит от температуры подогрева сетевой воды.
Подогрев основного конденсата осуществляется последовательно в холодильниках основного эжектора и эжектора отсоса пара из уплотнений, сальниковом подогревателе и четырех подогревателях низкого давления. ПНД № 1 и № 2 питаются паром из отопительных отборов, а ПНД № 3 и № 4 - из нерегулируемых отборов после 17, 19 ступеней соответственно.
Рис.1-45 Турбина ст. № 1
Рис. 1-46 Турбинный цех
КОНСТРУКЦИЯ ТУРБИНЫ.
1. Турбина представляет собой трехцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и низкого давления. Цилиндр высокого давления выполнен противоточным относительно цилиндра среднего давления. Цилиндр низкого давления - двухпоточный.
2. В цилиндре высокого давления (ЦВД) размещается двухвенечная ступень скорости и 8 ступеней давления, в цилиндре среднего давления (ЦСД) - 14 ступеней давления.
3. В цилиндре низкого давления (ЦНД) в каждом потоке размещается по одной регулирующей ступени и по одной ступени давления.
4. Фикспункт турбины расположен на боковых фундаментных рамах выхлопной части ЦНД со стороны ЦСД. Турбина расширяется от фикспункта, как в сторону переднего подшипника, перемещая при этом корпуса переднего, среднего подшипников и выхлопную часть ЦНД со стороны ЦСД по их фундаментным рамам, так и в сторону генераторов, перемещая выхлопную часть ЦНД со стороны генератора по ее фундаментной раме.
5. В турбоустановке может осуществляться одноступенчатый или двухступенчатый подогрев сетевой воды. Для этого предусмотрена возможность отбирать пар из 2-х камер турбины: за 21 и 23 ступенями. В случае одноступенчатого подогрева сетевой воды отбор производится за 23 ступенью и регулируемое давление поддерживается в этом отборе в пределах 0,5-2 ата. В случае двухступенчатого подогрева сетевой воды отбор производится за 21 и 23 ступенями. Регулируемое давление в этом случае поддерживается за 21 ступенью в пределах 0,6-2,5 ата. В обоих случаях пропуск пара в цилиндр низкого давления регулируется поворотными диафрагмами 24 и 26 ступеней. При переходе с одноступенчатого подогрева сетевой воды на двухступенчатый регулятор давления отопительного отбора следует переключить соответственно с камеры за 23 ступенью на камеру за 21 ступенью.
6. Давление пара в перепускных трубах между цилиндром высокого давления и цилиндром среднего давления порядка 34 ата при номинальной нагрузке на генераторе.
7. Турбина имеет сопловое регулирование (см.схему). Пар поступает из отдельно стоящего впереди турбины стопорного клапана по четырем перепускным трубам к регулирующим клапанам, расположенным на цилиндре высокого давления турбины (два в верхней половине, два в нижней).
8. Управление регулирующими клапанами осуществляется при помощи кулачкового распределительного устройства, вал которого приводится во вращение поршневым сервомотором через зубчатый сектор. Первый и второй клапаны - 125 мм рассчитаны на пропуск пара приблизительно 300 т/час для т.г. 1-3, для т.г. 4 - 320 т/час, обеспечивающий мощность турбины приблизительно 80 МВт для т.г.1-3, 90 МВт - для т.г. 4 при конденсационном режиме. Третий клапан также Ду 125 мм, а четвертый клапан - 90 мм. Все клапаны выполнены неразгруженными. Для уменьшения скорости пара в трубе 1-го клапана между паровой коробкой 1 и 4 клапанов осуществлен перепуск пара трубой Ду133х17. При этом паровая коробка 4 клапана (при закрытом 4 клапане во время работы) всегда находится в прогретом состоянии. Четвертый клапан - перегрузочный.
Р о т о р ы
9. Ротор цилиндра высокого давления с ротором цилиндра среднего давления соединены с помощью жесткой муфты. Ротор цилиндра среднего давления с ротором цилиндра низкого давления, а также ротор цилиндра низкого давления с ротором генератора соединены полугибкими муфтами.
10. Ротор цилиндра высокого давления - цельнокованный, состоящий из одного двухвенечного колеса скорости и 8 дисков.
Лопаточный аппарат ротора высокого давления выполнен левого вращения. Рабочие лопатки для уменьшения потерь имеют осевые уплотнения у корня и по бандажу, а также радиальные уплотнения по бандажу. К заднему концу ротора (передний подшипник) присоединяется вал насосной группы системы регулирования. Ротор ЦВД не имеет насадных втулок в концевых уплотнениях, неподвижные гребни уплотнений, расположенные в цилиндре, подходят к кольцевым канавкам и выступам, выточенным непосредственно по валу.
11. Ротор цилиндра среднего давления имеет 8 дисков, выполненных заодно с валом и 6 дисков насадных. Конструкция переднего концевого уплотнения ротора ЦСД аналогична конструкции концевых уплотнений ЦВД. На заднем концевом уплотнении на ротор насажены две втулки, на которых выточены канавки и выступы. Рабочие лопатки малых и средних высот для уменьшения потерь имеют осевые уплотнения у корня и по бандажу, а также радиальные уплотнения по бандажу лопаток.
12. Ротор цилиндра низкого давления состоит из 4-х насадных дисков, соединенных торцевыми шпонками. Концевые уплотнения ротора ЦНД - с насадными втулками, на которых выточены канавки и выступы.
13. Критические числа оборотов валопровода турбогенератора составляют:
Ротор генератора - 1615 об/мин.
Ротор ЦНД - 2530 об/мин.
Ротор ЦСД - 2125 об/мин.
Ротор ЦВД - 2270 об/мин.
Направление вращения роторов - по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника на генератор.
Ц и л и н д р ы
14. Цилиндр высокого давления турбины не имеет обойм. В цилиндре среднего давления имеется 6 обойм, на т.г.- 4- 5 обойм, в цилиндре низкого давления - две обоймы. Обоймы литые - из углеродистой стали. Цилиндр высокого давления опирается лапами на передний и средний подшипники, цилиндр среднего давления опирается передними лапами на средний подшипник, а задними лапами - на выхлопную часть ЦНД. Цилиндр низкого давления опирается передней, задней и боковыми опорными поверхностями выхлопных частей на фундаментные рамы.
15. Цилиндр высокого давления - одностенный, выполнен литым из теплоустойчивой стали марки 15 ХIМIФЛ. В цилиндр вварены 4 сопловые коробки, две в верхнюю половину и две в нижнюю. Последовательность включения сопловых коробок обеспечивает равномерный прогрев цилиндра при пусках или изменениях режимов работы турбины. Выхлоп из цилиндра высокого давления осуществлен двумя патрубками диаметром 350 мм, каждый из которых затем раздваивается на два патрубка диаметром 273х11. Для предотвращения неравномерного разогрева цилиндра паром, выходящим из регулирующего колеса, диафрагма 2-й ступени и обойма направляющего аппарата образует экран, защищающий цилиндр от непосредственного воздействия струи пара.
В целях равномерного разогрева цилиндра при пуске турбины из холодного состояния имеется устройство для обогрева фланцев и шпилек, позволяющее снизить разницу температур фланцев и стенок, а также устраняющее недопустимую разность температур фланцев и шпилек.
16. Цилиндр среднего давления состоит из 2-х частей, передней и выхлопной соединенных между собой вертикальным фланцем. Передняя часть выполнена литой из углеродистой стали. В нижней половине цилиндра расположены: 4 патрубка отборов на регенерацию и два патрубка с внутренними диаметрами по 1000 мм верхнего отопительного отбора. Пар после цилиндра высокого давления подводится в кольцевую камеру паровпускной части ЦСД четырьмя трубами - 273х11.
Выхлопная часть ЦСД изготовляется сварной из листового проката. К нижней половине выхлопной части ЦСД приварен прямоугольный короб с З-мя патрубками нижнего отопительного отбора: 2 патрубка - 1220х10 и один - 820х10.
17. Цилиндр низкого давления состоит из З-х частей: средней и, присоединенных к ней с обеих сторон вертикальными фланцами, двух выхлопных частей.
Средняя часть изготовляется сварной из листового проката. Пар после цилиндра среднего давления подводится к верхней половине цилиндра двумя трубами с внутренними диаметрами по 1500 мм. С правой стороны в нижней половине предусмотрен фланец для крепления сервомотора и рычагов передачи к регулирующим диафрагмам отопительного отбора.
Выхлопные части обоих потоков одинаковые по конструкции, изготовлены сварными из листового проката, на верхних половинах выхлопных частей ЦНД предусмотрено по 2 атмосферных предохранительных клапана.
Д и а ф р а г м ы
18. Диафрагмы в цилиндре высокого давления и в паровыпускной части цилиндра среднего давления до 16 ступени выполнены сварными, а в зоне умеренных и низких температур с 17 ступени - литыми чугунными с залитыми лопатками из нержавеющей стали.
Диафрагмы со 2-й по 11-ю ступень устанавливаются в выточки, расположенные непосредственно в корпусах цилиндров, диафрагмы с 12-й по 27-ю ступени установлены в стальных литых обоймах. Все диафрагмы подвешены у разъема на лапках. Нижние половины диафрагм фиксируются относительно цилиндра или обойм в поперечном направлении приварными шпонками, а в 25-й и 27 ступенях - цилиндрическими штифтами.
Центруются только нижние половины диафрагм. Верхние половины при закрывании цилиндра или обойм фиксируются относительно нижних половин у сварных диафрагм - вертикальными шпонками, а у литых - лапками, которые одновременно служат для подвески диафрагм. Чугунные диафрагмы в аксиальном направлении фиксируются штифтами на ободе.
19. Регулирующие диафрагмы 24-й и 26-й ступеней отопительного отбора управляют перепуском пара в последующие ступени части низкого давления и представляют собой комбинацию неподвижных чугунных диафрагм с поворотными дроссельными кольцами, изготовленными из стали.
При полном открытии поворотных диафрагм, давление перед ЧНД на конденсационном режиме мощностью 100000 кВт составляет 0,532 ата. В закрытом положении регулирующих диафрагм поворотные кольца прилегают к диафрагмам с зазором 0,3-0, 4 мм, образуя щель, обеспечивающую минимальный пропуск пара необходимый для охлаждения части низкого давления. Привод регулирующих поворотных колец, прикрывающих или открывающих сопла, осуществляется при помощи масляного поршневого сервомотора, соединенного системой рычагов с поворотными кольцами.
20. Концевые уплотнения турбины - паровые, лабиринтового типа, приняты в виде стальных колец из сегментов с закрепленными в них гребешками, образующими лабиринт вместе с канавками и выступами на роторе.
21. В переднем и заднем уплотнениях ЦВД и переднем ЦСД сегменты уплотнений установлены на плоских пружинах в стальных литых обоймах, обоймы подвешены у разъема на лапках и зафиксированы в поперечном направлении приварными шпонками в нижней половине цилиндра.
22. В заднем уплотнении ЦСД аналогичные сегменты установлены в сварно-литом корпусе заднего уплотнения, который на болтах крепится к выхлопной части цилиндра среднего давления. В концевых уплотнениях ЦНД сегменты уплотнений устанавливаются также на плоских пружинах в сварных обоймах. Обоймы в свою очередь устанавливаются на радиальных штифтах и крепятся винтами к выхлопному патрубку. Сегменты уплотнений подвешиваются у разъема на лапках - винтах.
23. Подвод пара в концевые уплотнения ЦНД и отсос паровоздушной смеси осуществляется через трубы, приваренные к литым корпусам уплотнений и пропущенные в пространстве между коробками подшипников и стенками выхлопных частей. Подача пара в предпоследние отсеки производится из коллектора при давлении несколько выше 1 ата. На каждой линии имеется свой вентиль, позволяющий при необходимости производить настройку сопротивлений этих линий для получения одинаковых давлений. Коллектор питается паром из деаэратора 6 ата.
24. Давление пара в коллекторе поддерживается автоматически на заданном уровне с помощью регулятора лабиринтового пара.
25. Из крайних отсеков переднего и заднего уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД, а также из верхних отсеков уплотнений штоков стопорного и регулирующих клапанов пар отсасывается специальным эжектором, создающим в них небольшое разряжение / 0,95 ата/.
26. Схемой предусмотрен отсос пара из третьих камер концевых уплотнений в сальниковый подогреватель, в котором поддерживается разряжение (0,95 ата).
27. При переходе турбины на режим с использованием встроенного пучка в конденсаторе пар из уплотнений должен сбрасываться в конденсатор через пароохладитель. Для этого необходимо сначала подать конденсат в форсунку пароохладителя и только вслед за этим открыть задвижку Ду 400 с электроприводом на линии подачи пара в конденсатор.
28.Для уменьшения величины относительного укорочения ротора ВД при сбросе нагрузки, разгружении турбины, останове и пусках из горячего состояния, предусмотрен подвод горячего пара в переднее уплотнение ЦВД (рис. № 2).
29. Первая (основная) линия обеспечивает при работе турбины постоянный подвод через вентили 3 и 4 (вентиль 4 должен быть отрегулирован при настройке системы) горячего пара от штоков регулирующих клапанов к участку трубопровода между коллектором уплотнений ЦВД. Тем самым увеличивается удлинение ротора и предотвращается опасное укорочение ротора при сбросах нагрузки.
30. При пусках турбины из горячего состояния, когда в паровых коробках давление пара низкое и пар от штоков клапанов не поступает, для уменьшения относительного укорочения ротора открытием электровентиля 1 (вентиль 2 должен быть отрегулирован при настройке системы) обеспечивается подвод свежего дросселированного пара в переднее уплотнение через коллектор отсоса пара от штоков клапанов на деаэратор.
31. Такой подвод исключает также охлаждение паровых коробок и примыкающих к ним участков цилиндра относительно холодным паром от деаэратора, подаваемым к штокам клапанов при пусках турбины.
32. Подвод свежего пара в переднее уплотнение через вентили 1 и 3 производится также при останове турбины после закрытия стопорного клапана, если относительное сокращение ротора достигнет недопустимой величины. Температура смешанного пара, поступающего из коллектора уплотнений и через вентили 3 и 4 на входе в переднее уплотнение должна быть в пределах 250 - 300 С. После окончания настройки вентили 2 и 4 фиксируются в открытом положении. Вентиль 3 при работе турбины должен быть постоянно открыт.
33. При пуске из холодного состояния, если наблюдается большое относительное расширение ротора, вентиль 3 необходимо закрыть, чтобы в переднее уплотнение поступал деаэраторный пар, имеющий температуру около 150°С. При достижении нормального числа оборотов и при взятии нагрузки вентиль 3 необходимо открыть, чтобы за счет подачи пара высокой температуры от штоков обеспечить удлинение ротора.
34. Кроме подвода пара в предпоследний отсек переднего уплотнения ЦВД, предусмотрена линия подвода свежего дросселированного пара в первый отсек этого уплотнения. Эта линия может быть использована при разгружении турбины в случае, если недостаточно воздействие горячего пара первой линии.
Перед включением линии, подающей пар в первый отсек, необходимо тщательно продуть и прогреть паропровод открытием вентилей 7.
35. Открытием вентилей 9 убедиться в отсутствии конденсата в трубопроводе подвода пара в переднее уплотнение и закрыть эти вентиля. Подвод пара в первый отсек производится при нагрузке 25 мВт и ниже запорным вентилем 5. Вентиль 6 при этом закрывается. Дроссельный вентиль 8 настраивается при нагрузке 25-30 мВт так, чтобы максимальное давление пара, подаваемого в первый отсек, не превышало 40 ата.
Подробные указания по настройке системы подачи горячего пара в переднее уплотнение ПНД и пользовании ею даны в разделе по пуску турбины из неостывшего состояния.
36. Блок переднего подшипника. Передний подшипник состоит из сварного корпуса и крышки. В корпусе размещены опорный вкладыш и узлы регулирования: блок регуляторов, насосная группа с обратным клапаном, автомат безопасности, закрепленный на роторе ВД, золотники автомата безопасности, электрический индикатор относительного расширения ротора ВД, привод к тахометрам, сервомотор ЧВД. Сервомотор через штангу и зубчатый сектор приводит в движение кулачковый вал, рама которого крепится к верхним паровым коробкам цилиндра высокого давления турбины.
На корпусе переднего подшипнике и крышке собраны все маховики управления турбиной: пуска, остановки, изменении электрической нагрузки и давления регулируемых отборов, перевода на ограничитель мощности, опробования электрического индикатора относительного расширения ротора ВД и бойков автомата безопасности.
С обеих сторон корпуса располагаются опорные поверхности под лапы цилиндра ВД. В целях уменьшения расцентровки ротора и цилиндра при нагреве лап цилиндра шпонки под лапами охлаждаются водой. Для уменьшения нагрева самого корпуса подшипника со стороны цилиндра предусмотрена установка экрана.
37. В корпусе среднего подшипника размещены опорно-упорный вкладыш турбины, опорный вкладыш ротора СД, жесткая соединительная муфта между роторами ВД и СД, дистанционный электрический индикатор осевого сдвига ротора, показания которого при необходимости могут бить проверены механическим указателем, смонтированным на крышке среднего подшипника.
Механический указатель представляет из себя прибор, позволяющие наблюдать непосредственно у турбины смещение ротора, вследствие износа баббита колодок упорного подшипника и др.причины.
Прибор состоит из стрелки /рычага/, шкалы, поршня с кнопкой, золотника и пружин /см.схему/.
Указатель устанавливается на холодной турбине в положение, когда стрелка совпадает с делением «0,3», на шкале при роторе отжатом в сторону генератора. Для наблюдения за положением ротора необходимо сжать пружину 1 вытягиванием поршня за кнопку до упора. При этом пружина 2 прижмет /через рычаг/ колодочку к гребню полумуфты на роторе, а стрелка укажет соответствующее деление на шкале. Одновременно поршень переместит золотник масловыключателя и откроет доступ масла под колодочку. С обеих сторон корпуса имеются опорные поверхнасти под лапы цилиндров ВД и СД. Также как и в переднем подшипнике предусмотрено охлаждение лап цилиндров и установка экранов.
38. Корпуса подшпников между ЦСД и между ЦНД генератором выполнены совместно с выхлопными частями. В корпусах располагаются по два опорных вкладыша, электрические индикаторы относительного расширения /теплового/ ротора и цилиндра, полугибкие соединительные муфты и кожухи муфт, предназначенные для уменьшения попадания масла из подшипников на вращающуюся муфту, т.е. для уменьшения вентиляционных потерь. На крышке заднего подшипника выхлопней части со стороны генератора размещается валоповоротное устройстве и сельсинный указатель угла поворота ротора.
39. Валоповоротное устройство представляет собой двухступенчатый редуктор и предназначено для придания ротору турбины медленного вращения /со скоростью 3 - 5 об/мин. /; обеспечивающего ему условия равномерного нагрева или охлаждения во всех точках перед пуском или после останова турбины.
Включение в рабочее положение ВПУ может производиться дистанционно с центрального теплового щита, а также вручную у турбины.
При дистанционном включении необходимо: ключ управления /КУ/ повернуть в положение «включить», нажать кнопку пуска эл.двигателя и держать ее 4-5 сек. - в течение времени необходимого для подтягивания соленоида по маслу, срабатывания сервомотора зацепления шестерни ВПУ, поворота рычага зацепления до соединения контактов конечного выключателя, после чего пойдет импульс на включение эл.двигателя через реле выдержки времени /около 4 сек./. Если пуска эл.двигателя не произойдет, нужно проверить закрытие колпака на штурвале ручного включения шестерни, т.к. при неплотном закрытии колпака электрическая цепь будет прервана конечным выключателем колпака.
При включении вручную необходимо:
1. Открыть откидную часть кожуха маховика.
2. Вращением маховика по часовой стрелке и одновременным нажатием на рычаг довести шестерню до упора в торец бурта вала червячного колеса; при этом автоматически включается подача масла на смазку ВПУ и соединяются контакты конечного выключателя.
3. Закрыть кожух маховика.
4. Нажав на кнопку магнитного пускателя, включить электромотор.
Включение ЗЛУ при вращающемся роторе воспрещается.
Отключение ЗЛУ при пуске турбины происходит автоматически.
При остановке турбины поворотом ключа в положение «отключено» остановить эл.двигатель. В этом случае ведущая шестерня остается в рабочем положении /в зацеплении с ведомой/ и дальнейшее включение происходит без срабатывания магнита сервомотора и реле времени.
При необходимости вывести ведущую шестерню из зацепления необходимо маховик вращать против часовой стрелки до тех пор, пока шестерня не выйдет из зацепления.
40. Указатель относительного теплового расширения ротора и цилиндра индукционного типа показывает насколько ротор удлинился больше или меньше цилиндра. По его показаниям можно судить /наряду с другими показателями/ о допустимой скорости прогрева турбины, взятия или изменения нагрузки, т.к. чрезмерное относительное расширение может вызвать задевание в уплотнениях турбины и в проточной части. Указатели относительного расширения состоят из датчиков, расположенных соответственно в корпусах переднего подшипника и коробках подшипников ЦНД и указывающих приборов - на щите управления.
Стопорный клапан
41. Стопорный клапан выполнен односедельным разгруженного типа с шаровой запорной поверхностью, посадочным диаметром 300 мм. Разгрузочный клапан, размещен внутри основного клапана и служит для значительного снижения подземного усилия стопорного клапана.
Во время работы турбины, при полностью открытом клапане шток упирается кольцевой поверхностью в буксу крышки, что препятствует утечке пара по штоку.
Фланцевое соединение корпуса стопорного клапана и крышки имеет зубчатую прокладку. Стопорный клапан управляется при помощи сервомотора, расположенного над клапаном. В корпусе клапана размещено паровое сито. Для уменьшения потерь в корпусе клапана осуществлен верхний подвод пара и отлито ребро, препятствующее образованию кольцевого вихря.
Корпус клапана имеет сварно-литую конструкцию. Трубы, подводящие пар к клапану и отводящие его к цилиндру, присоединяются при помощи сварки.
Для равномерного разогрева стопорного клапана при пусках турбины из холодного состояния имеется устройство для обогрева крышки стопорного клапана, позволяющее снизить разность температур между крышкой и корпусом клапана.
На обогрев крышки стопорного клапана пар подается из коллектора обогрева фланцев цилиндра.
Конструктивно обогрев крышки стопорного клапана состоит из приваренных к торцам фланца коробов, к которым подводится пар из коллектора обогрева.
Для более равномерного разогрева крышки стопорного клапана предусмотрена также подача пара в камеру 1-го отсоса от штока клапана.
Контроль температур крышки и корпуса стопорного клапана производится при помощи термопар.
Эжектор отсоса из уплотнений
42. эжектор отсоса из уплотнений служит для отсоса пара из концевых отсеков уплотнений турбины и штоков клапанов путем создания в них небольшого разряжения. Это разряжение полностью предохраняет от выбивания пара из уплотнений турбины и штоков клапанов наружу в помещение машинного зала. Величина разряжения, необходимого для надежного предупреждения выхода пара из уплотнений, устанавливается опытом при пуске турбоустановки и может изменяться за счет давления пара перед соплом эжектора. Ориентировочно давление может быть установлено 0,95 - 0,97 ата. Величину разряжения необходимо установить с запасом, чтобы при изменении режимов работы турбины, а также по мере износа уплотнений и увеличения подсоса воздуха обеспечивалась надежная работа системы.
Смесь пара и воздуха, засасываемого благодаря наличию разряжения из концевых отсеков уплотнений, поступает сначала в первую ступень холодильника эжектора, где пар конденсируется. Оставшийся воздух захватывается рабочим паром, сжимается до давления несколько выше атмосферного и в смеси с рабочим паром эжектора поступает во вторую степень холодильника. Здесь пар конденсируется, а влажный воздух выходит наружу. Для конденсаций пара через холодильник эжектора пропускается конденсат турбины.
МАСЛЯНАЯ СИСТЕМА ТУРБИНЫ.
В турбине применено масло из сернистых нефтей марки ТСП-22 (или ТКП-22).
Подача масла в систему регулирования и в систему смазки подшипников производится при пуске турбины пусковым масляным электронасосом. Кроме того, для подачи масла в подшипники турбогенератора при подготовке к пуску, при аварийных положениях и при останове установлены: Рис 1-44, 1-47
масляный насос смазки с приводом от электродвигателя переменного тока;
масляный насос смазки с приводом от электродвигателя постоянного тока, получающего питание от аккумуляторных батарей станции
. Рис. 1-44 Схема маслопроводов Т-100-130
Рис. 1-47 Схема маслоснабжения уплотнений вала турбины
Включение двигателей насосов смазки производится от реле падения давления в системе смазки, которое автоматически включает электродвигатель резервного масляного насоса смазки, работающего на переменном токе при понижении давления в системе смазки после маслоохладителей до 0,40 кг/см2, с подачей сигнала. Включение электродвигателя резервного масляного насоса смазки, работающего на постоянном токе, происходит если давление в системе смазки упадет до 0,35кг/см2. При падении давления масла до 0,25 кг/см2 отключается ВПУ с подачей сигнала «Давление масла недопустимое».
Во время нормальной работы турбогенератора подача масла в системы регулирования и смазки турбины, а также для создания импульса регулирования скорости производится насосной группой - силовым центробежным насосом и импеллером.
Насосная группа состоит из силового насоса и безрасходного импеллера, собранных в одном корпусе и расположена в среднем отсеке стула переднего подшипника.
Назначение силового насоса - питать маслом систему регулирования и инжекторную группу, подающую масло в систему смазки и на всас силового насоса.
Импеллер предназначен для подачи импульса изменения давления к мембране регулятора скорости при изменении числа оборотов турбины. Для устранения возможности срыва подачи масла насосной группой в результате попадания воздуха во всасывающий патрубок, масло на всас насоса подается главным инжектором, создающим подбор (избыточное давление) = 0,Зкг/см2.
Главный инжектор расположен в масляном баке и засасывает масло непосредственно из него. Масло на смазку подшипников идет через инжектор смазки. За инжектором смазки давление масла повышается настолько, чтобы давление в системе смазки (после маслоохладителей) составляло 0,6-0,8 кг/см2.
При пуске турбины, когда число оборотов силового насоса недостаточно для создания нужного давления, он отключается от системы обратным клапаном, расположенным в блоке переднего подшипника и питание происходит от пускового насоса. Во время останова турбины питание система смазки производится от пускового насоса или от насоса системы смазки (переменного или постоянного тока).
При работе турбины и числе оборотов ротора 3000 об/мин. расчетное давление масла после силового насоса = 14 кг/см2, после импеллера - 10,5 +- 0,25 кг/см2, в системе смазки за маслоохладителями - 0,6 - 0,8 кг/см2.
Сливаемое из подшипников и узлов регулирования масло в маслобак проходит через пеногасители, первый ряд фильтров, а затем второй ряд более мелких фильтров. Таким образом, фильтры разделяют маслобак на 3 отсека: сливной, средний (грязный) и чистый. Конструкция масляного бака позволяет производить быструю и безопасную очистку фильтров см.рис.N4).
Температура масла за маслоохладителями должна быть 40-45 С, температура масла за подшипниками около 6О С. Маслоохладители в количестве 6 шт. конструктивно встроены в масляный бак и подключены между собой параллельно. По воде маслоохладители выполнены двухходовыми.
В случае чистки или ремонта одного из маслоохладителей, он отключается по маслу и воде, при этом остальные 5 обеспечивают достаточное охлаждение масла для работы турбины при температуре охлаждающей воды не выше ЗО С.
Характеристика оборудования маслоснабжения турбины
| N п/п | Наименование величин | Размерность | Пусковой масляный насос | Маслонасос смазки переменного тока | Маслонасос смазки постоянного тока |
| 1. | Тип насоса | 8МС-7 | 5НДВ-60 | 4НДВ-60 | |
| 2. | Производительность | м3/час | 216-150 | 108-90 | |
| 3. | Напор | м.вод.ст. | 28-33 | 22-24 | |
| 4. | Скорость вращения | об/мин. | |||
| 5. | Мощность на валу насоса | КВт | 23,6-19,9 | 10,3-8,4 | |
| 6. | КПД | % | |||
| 7. | Допустимая высота всасывания | м.вод.ст. | 5,8 | 6,5 | |
| 8. | Тип эл.двигателя насоса | А114-4М | А2-71-4 | 5П-62 | |
| 9. | Напряжение | В | |||
| 10. | Номинальный ток | А | 36,7 | 42,3 | 12,5 |
| 11. | Скорость вращения | об/мин. | |||
| 12. | Сos | 0,9 | 0,88 | - | |
| 13. | Мощность двигателя | КВт |
Масляный бак турбины
Емкость маслобака 26 м3. Фильтрующими сетками бак разделен на чистый и грязный отсеки. Уровень в отсеках контролируется указателем уровня масла, соединенный с дистанционным указателем уровня масла, который вынесен на щит управления турбиной. Дистанционный указатель уровня снабжен сигнальными лампами загорающимися при верхнем уровне масла в баке /150 мм от крышки бака/ и низком уровне /450 мм от крышки бака/. Нулевое положение уровня масла соответствует 520 мм от крышки бака. В крышке бака имеются отверстия /закрыты пробками/, через которые можно проверить работу поплавка. На дне отстойника бака имеются два отверстия Д.125 мм для аварийного слива масла. Из чистого отсека масло забирается инжектором, создающим напор масла 0,3 кг/см2 на всасе насосной группы турбины и инжектор смазки, который в свою очередь создает давление масла в системе вмазки 0,6-0,8 кг/см2 после маслоохладителей.
Маслоохладители в количестве 6 шт, вмонтированы в маслобак турбины. Поверхность охлаждения каждого маслоохладителя 45 м2. По воде маслоохладители выполнены двухходовыми
Характеристика турбины ПТ-80/100-130/13 Ст. № 5. после перевода ее на противодавление.
1.1 Одновальная двухцилиндровая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 предназначена для привода электрического генератора переменного тока типа ТВФ-120-2, мощностью 120 000 кВт, с числом оборотов 3000 об/мин.
Турбина рассчитана на работу с параметрами свежего пара 115 кг/см2, 540°С, измеренными перед стопорным клапаном.
Максимальный расход пара при номинальных параметрах составляет 470 т/ч.
Турбина имеет один регулируемый производственный отбор. Пределы регулирования давления в производственном отборе 13±3 кг/см2. Максимальная величена производственного отбора пара составляет 300 т/ч (мощность турбины 62 МВт).
Максимальный пропуск пара на выхлопе в ПСГ-1 составляет 217 т/ч.
Давление за турбиной определяется расходом подпиточной воды пропускаемой через ПСГ-1 и расходом пара поступающего в него, и изменяется в пределах 0,5÷1,2 кг/см2.
Конденсат отработанного пара конденсатными насосами ПСГ-1 подается в цикл турбины на подогрев, последовательно в ПНД-3÷4, а затем в деаэратор.
1.3 В качестве охлаждающей воды в основных эжекторах, сальниковом подогревателе ПС-50 и охладителе пара концевых уплотнений ПН-130 используется химобес
Рис. 1-48 Схема турбины ст. №5
соленная вода с температурой 40÷45°С в количестве 230 т/ч, после чего подогретая вода направляется на дальнейший подогрев в ПСГ-1.
1.4 Для пуска турбоустановки, необходимо обеспечить расход охлаждающей воды через ПСГ-1 не менее 500 т/ч с температурой 40÷45°С на входе.
1.5 Для подогрева питательной воды после деаэратора 6 кг/см2 от температуры 158°С до температуры 230°С турбина имеет три подогревателя высокого давления
(ПВД-5,6,7):
ПВД-7 питается паром от первого отбора турбины
ПВД-6 питается паром от второго отбора турбины
ПВД-5 питается паром от третьего (производственного) отбора турбины.
1.6 Работа турбины не допускается:
- при абсолютном давлении пара в камере производственного отбора выше 16кг/см2 и в камере верхнего теплофикационного отбора (за 25-ой ступенью) выше 2,5 кг/см2;
- при абсолютном давлении пара в камере перегрузочного клапана (за 4-ой ступенью) выше 83 кг/см2;
- при абсолютном давлении пара в камере регулирующего колеса ЦНД (за 18-ой ступенью) выше 13,5 кг/см2;
- при абсолютном давлении пара в камере противодавления выше 1,2 кг/см2;
- при включенных регуляторах давлений и абсолютных давлениях в камере производственного отбора ниже 10 кг/см2, и на выхлопе турбины ниже 0,3 кг/см2;
- на выхлоп в атмосферу;
- при температуре выхлопной части турбины выше 140°С;
- при параллейной работе по теплофикационным отборам как с аналогичными турбинами так и с РОУ.
1.7 Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью и при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров пара:
давление 110÷120 кг/см2, температура 535÷545°С (при этом температура охлаждающей воды в ПСГ-1 должна быть не выше 45°С).
1.8 Допускается повторный пуск турбины в работу через любое время после ее остановки, для чего турбина снабжается валоповоротным устройством (ВПУ), вращающим ротор турбогенератора со скоростью 3,4 об/мин.
1.9 Длительность работы турбины на холостом ходу определяется величиной относительных тепловых удлинений роторов турбины, а также температурой выхлопного патрубка, которая не должна превышать 140°С.
1.10 Допускается параллельная работа турбины по производственному отбору пара с другими турбинами, имеющими аналогичные производственные отборы, а также и с РОУ, снабженной автоматическим регулированием.
1.11 Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 герц, что соответствует числу оборотов ротора турбогенератора - 3000 об/мин. Работа турбины при частоте сети ниже 49,5 и выше 50,5 Гц не допускается.
1.12 Данные по регенеративным отборам: Таблица № 1-49
| № и место | Потребитель | Параметры | пара в отборе | Количество |
| отбора | пара | абс. давление кг/см2 | температура °С | отбираемого пара, т/ч |
| I - за 9 ст. | ПВД-7 | |||
| II - за 13 ст. | ПВД-6 | |||
| III- за 17 ст. | ПВД-5 | 10,5 | ||
| III - за 17 ст. | Д-6 | |||
| IV - за 21 ст. | ПНД-4 | |||
| V - за25 ст. | ПНД-3 | - | - |
Приведенные в таблице №1-49 данные соответствуют режиму работы при номинальных параметрах свежего пара, номинальной расчетной температуре охлаждающей воды до ПСГ-1 42°С, номинальном давлении в регулируемом отборе и количестве отбираемого пара из производственного отбора Gп=185 т/ч.
2. Конструкция турбины.
Турбина представляет собой двухцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого и низкого давления. ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Из ЦВД осуществлены три отбора на регенерацию.
За 17-ой ступенью производится регулируемый производственный отбор пара давлением - 13 кг/см2. В ЦНД установлены 10 ступеней, с 18 по 27 ступень. Проточная часть ЦНД состоит из двух частей:
2.1.1 первая (до верхнего теплофикационного отбора) имеет одновенечную регулирующую ступень и семь ступеней давления.
2.1.2 вторая - две ступени давления.
С целью перевода турбины на режим работы с противодавлением доступ пара к 28÷30 ступеням прекращен путем установки на сопловые решетки диафрагм этих ступеней, специальных заглушек. Рабочие лопатки этих ступеней срезаны по корневому диаметру для исключения вентилирования.
Из ЦНД осуществлены два нерегулируемых отбора на регенерацию низкого давления.
За 26-ой ступенью организован верхний теплофикационный отбор с давлением
0,5÷2,5 кг/см2, при этом ПСГ-2 выведен из работы, а паропровод отбора отглушен с сохранением на нем предохранительного клапана.
Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора и расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника.
Турбина имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапаны расположены в паровых коробках, которые приварены к корпусам цилиндров. Два клапана установлены на верхней части цилиндра и два клапана по бокам в нижней части цилиндра. При режиме с расходом пара в ЦВД более 415 т/час предусмотрен внутренний перепуск из камеры регулирующей ступени в камеру за четвертой ступенью через перегрузочный клапан №5. Из ЦВД пар по четырем трубам поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД и частично в регулируемый производственный отбор. Регулирование производственного отбора осуществляется четырьмя регулирующими клапанами, расположенными в передней части ЦНД. На выходе из последних ступеней ЦНД отработанный пар через патрубки нижнего теплофикационного отбора поступает в ПСГ-1.
2.4 Ротор ЦВД и ротор ЦНД соединены между собой жесткой муфтой и имеют один общий опорно-упорный подшипник. Ротор ЦНД и ротор генератора соединены посредством жесткой муфты. Ротор ЦВД - цельнокованный. Ротор ЦНД состоит из десяти цельнокованных дисков и трех насадных.
Критические частоты вращения валопровода турбогенератора составляют:
- ротор ЦВД - 1800 об/мин.
- ротор ЦНД - 1600 об/мин.
- ротор генератора - 1500 об/мин.
2.5 Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние камеры уплотнений ЦВД и переднего уплотнения ЦНД подается пар при давлении 1,03÷1,05 кг/см2 и температурой 150°С из коллектора, давление в котором автоматически поддерживается постоянным при помощи электронного регулятора. Функцию заднего концевого уплотнения ЦНД выполняют диафрагменные уплотнения демонтированных (28÷30) ступеней. Причем на 28 и 29 ступенях эти уплотнения сохранены существующими, а на 30-ой ступени уплотнение состоящее из 2-х уплотняющих гребней, заменено на новое, состоящее из 16-ти уплотняющих гребней на гладком валу. Подвод уплотняющего пара, от коллектора пара на уплотнения, к заднему концевому уплотнению ЦНД осуществляется в камеру за 29-ой ступенью, через патрубки бывшего VII регенеративного отбора, предварительно отглушенных от ПНД-1. При давление пара за турбиной более 1кг/см2, допускается перейти на схему с самоуплотнением заднего концевого уплотнения ЦНД(подачу пара на ЗКУ ЦНД прекратить). Коллектор уплотнений питается паром из пароуравнительной линии деаэраторов 6 ата. Из крайних камер уплотнений осуществляется отсос паровоздушной смеси на ПС-50. Из третьих (считая снаружи) камер лабиринтовых уплотнений турбины пар поступает в охладитель пара уплотнений ПН-130.
2.6 Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
2.7 Блок переднего подшипника включает в себя:
- центробежный маслонасос с обратным клапаном;
- регулятор безопасности, вызывающий закрытие регулирующих клапанов и клапана автоматического затвора, при повышении числа оборотов на 11÷12 % сверх нормальных (3000 об/мин);
- два регулятора давления;
- регулятор скорости с блоком золотников регулятора скорости;
- ограничитель мощности;
- сервомотор для управления клапанами регулирования;
- маслопровод регулирования и смазки;
- золотник для испытания регулятора безопасности;
- золотник регулятора безопасности;
- электромагнитный выключатель.
2.8 Общая масса турбины (без арматуры, эжекторов и другого вспомогательного оборудования) составляет около 282 тонны. Общая длина турбины (без генератора)15м.
3. Масляная система турбины.
3.1 Масляная система турбины питает маслом марки ТП-22С как систему регулирования, так и систему смазки подшипников. Во время работы турбины снабжение маслом системы смазки и системы регулирования обеспечивается центробежным масляным насосом (ГМН), установленным в корпусе переднего подшипника. Вращение насоса производится от ротора турбины (РВД) с которым насос соединен зубчатой муфтой. Давление в системе регулирования - 20 кг/см2. Подача масла в систему смазки подшипников производится с помощью двух инжекторов включенных последовательно, обеспечивающих давление масла до маслоохладителей 3 кг/см2. Давление масла на смазку подшипников, после маслоохладителей, поддерживается 1 кг/см2 и регулируется сливным клапаном.
Первый инжектор, кроме того, обеспечивает подпор 1кг/см2 на всасывании центробежного насоса.
3.2 В период пуска и остановки масляная система имеет пусковой масляный насос переменного тока. Пуск масляных насосов осуществляется от руки и автоматически. Автоматическое включение электродвигателей системы смазки при понижении давления и остановки турбины производится посредством двух реле падения давления масла.
Реле падения давления смазки (РПДС):
3.2.1 включает резервный маслонасос с двигателем переменного тока и подает световой сигнал при падении давления в системе смазки до 0,7 кг/см2;
3.2.2 включает аварийный маслонасос с двигателем постоянного тока при падении давления в системе смазки до 0,3 кг/см2;
3.2.3 закрывает стопорный и регулирующий клапаны турбины и отключает ВПУ при падении давления в системе смазки до 0,3 кг/см2 с выдержкой времени 3 секунды. Посредством вентиля, установленного у РПДС и шайбы на подводящем маслопроводе давление в РПДС может быть снижено и произведено испытание реле во время работы турбины под нагрузкой. Открывается слив масла в бак через указанный вентиль, снижают давление под поршнем реле и фиксируют по манометру давление, при которых происходит включение масляных электронасосов.
3.3 Для охлаждения масла установлены два маслоохладителя с поверхностью охлаждения 63 м2. Допускается отключение одного из маслоохладителей как по воде, так и по маслу, для его очистки при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не выше 30° С.
Во избежание обводнения масла, давление охлаждающей воды не должно превышать давление в системе смазки. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 140 м3/час при гидравлическом сопротивлении маслоохладителя 1,9 м.в.ст.
3.4 Масляный бак турбины емкостью 14 м3 выполнен цельносварным. Внутри него размещены масляные сетчатые фильтры, делящие маслобак на два отсека: чистый и грязный. Подача масла на всас маслонасосов производится из чистого отсека.
В грязный отсек бака производится слив масла с подшипников турбоагрегата и системы регулирования.
Предельно допустимый верхний уровень масла в баке устанавливается 140 мм (38 делений по указателю уровня) от верхней крышки бака, нижний уровень масла в баке 520 мм (деление "0" по указателю уровня) от верхней крышки бака. Нормальный рабочий уровень в баке 10±5 делений по указателю уровня, что соответствует 420±50 мм от крышки бака. Откачка паров масла из бака осуществляется специальным вентилятором (эксгаустером). На масляном баке установлены параллельно друг другу два фильтра тонкой очистки масла от механических примесей. Фильтрация происходит посредством пропуска масла через хлопчатобумажную ткань "фильтр-бельтинг". Масло поступает к фильтрам с давлением 20 кг/см2 из напорного маслопровода, проходя фильтры сливается в средний отсек бака. На напорной линии ПМН системы регулирования установлена шайба f170 мм, которая дросселирует давление масла до 17÷17,5 кг/см2, замеряемого на отметке обслуживания турбины. Дросселирование производится в целях недопущения длительной работы главного масляного насоса в безрасходном режиме при совместной работе ГМН с ПМН.
Характеристики оборудования маслоснабжения турбины
Таблица 1-50
| № п/п | Наименование величены | Размер- ность | Пусковой масляный насос (ПМН) | Маслонасос смазки пере- менного тока (РМН) | Маслонасос смазки пос- тоянного тока (АМН) |
| Тип насоса | - | ЦНСМ-180-425 | Д200-95 | Д-200-95 | |
| Производи- тельность | м3/ч | ||||
| Напор | м.в.ст. | ||||
| Скорость вращения | об/мин. | ||||
| Мощность на валу насоса | кВт | ||||
| КПД | % | - | |||
| Тип эл. двига- теля насоса | - | АЗ-315м693 | 4А-186МУЗ | П-62-14 | |
| Номин. ток | А | - | - | - | |
| Напряжение | В | ||||
| Скорость вращения | об/мин. | ||||
| Мощность двигателя | кВт |
Дата добавления: 2015-10-28; просмотров: 527 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Характеристики установленного оборудования | | | ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ ПТ-80/100-130/13 (Ст. № 6). |