Автор работы: Пользователь скрыл имя, 24 Ноября 2013 в 09:42, отчет по практике
Цель и задачи практики: углубленное изучение схем и конструкции основного и вспомогательного оборудования электростанции как непосредственно на действующем оборудовании электростанции, так и по схемам или макетам:
ознакомление с генеральным планом станции; изучение принципиальной тепловой схемы станции; конструкция основного и вспомогательного оборудования; активное участие в рационализаторской работе, изучение правил техники безопасности и охраны труда, изучение опыта охраны окружающей среды на данной станции; ознакомление с вопросами гражданской обороны на станции.
Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Цилиндр высокого давления имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Цилиндр низкого давления состоит из двух частей, из которых часть среднего давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, часть низкого давления имеет регулирующую ступень и 3 ступени давления. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом, остальные четыре диска надсадные. Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой посредством гибкой муфты. Роторы ЦНД и генератора соединяются посредством жесткой муфты. Пкр РВД=1800 об/мин; Пкр РНД=1950 об/мин.
Цельнокованый ротор ЦВД турбины ПТ-60-130/13 имеет относительно длинный передний конец вала и лепестковую (безвтулочную) конструкцию лабиринтовых уплотнений. При такой конструкции ротора даже незначительные задевания вала за гребешки концевых или промежуточных уплотнений вызывают местный нагрев и упругий прогиб вала, следствием которого является вибрация турбины, сработка шипов ленточного бандажа, рабочих лопаток, увеличение радиальных зазоров в промежуточных и надбандажных уплотнениях и другие последствия. В более тяжелых случаях наступает остаточный прогиб вала, не поддающийся выправлению эксплутационными методами и требующий заводского ремонта.
Как правило, максимальный прогиб вала наблюдается в районе между регулирующим колесом и первой по ходу лабиринтового пара обоймой переднего уплотнения ЦВД. Вероятной причиной этого является задевание за вал первой обоймы переднего концевого уплотнения ЦВД, имеющей тяжелую свешивающую консоль со стороны регулирующего колеса и относительно слабое крепление в расточке цилиндра и по лапкам в горизонтальной плоскости.
Кроме того, ЦВД турбины очень чувствителен к разности температур верх-низ. При разности температур верх-низ ЦВД большей 35°С цилиндр пригибается горбом вверх. При этом уменьшаются нижние радиальные зазоры в проточной части ЦВД и промежуточных уплотнений, и может наступить задевание гребней уплотнений даже за совершенно прямой вал, не имеющий боя, следствием которого может также явиться нагрев вала и его прогиб, упругий или остаточный в зависимости от степени и длительности задевания.
Обычно прогиб ротора появляется в зоне рабочих оборотов 800-1200 об/мин во время пуска турбины или во время выбега роторов при его останове.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 пер/сек, что составляет частоту оборотов ротора 3000 об/мин, при частоте сети ниже 49,5 и выше 50,5 пер/сек, работа турбины не допускается. При отклонении частоты сети от указанных пределов, дежурным персоналом энергосистемы должны быть приняты немедленно меры для ее восстановления.
Турбина снабжается валоповоротным устройством со скоростью 3,4 об/мин. Валоповоротное устройство приводится во вращение от электродвигателя с короткозамкнутым ротором. Включение и отключение ВПУ, пуски и остановы турбины должны выполняться в точном соответствии с инструкцией завода по обслуживанию турбоустановки. Турбина снабжается автоматом поворота ротора, который обеспечивает поворот ротора остывающей турбина каждые 10 минут на 180°С.
Турбина имеет сопловое распределение. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда пар по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам турбины. Клапаны расположены в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра турбины. Четыре регулирующих клапана и 5-й перегрузочный клапан, перепускающий пар из камеры регулирующего колеса в камеры за 4-ой ступенью.
На выходе из ЦВД, за 17-й ступенью, часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Теплофикационный отбор осуществляется из соответствующей камеры ЦНД за 26 ступенью. По выходе из последующих ступеней низкого давления турбины отработанный пар подается в конденсатор поверхностного типа, присоединяемый непосредственно к выхлопному патрубку турбины путем приварки.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении 1,03-1,05 ата и температуре около 130°С из коллектора, давление в котором автоматически поддерживается постоянным при помощи электронного регулятора.
Коллектор питается паром из уравнительной линии деаэраторов 7 ата. Из крайних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором в вакуумный охладитель.
Фикс-пункт турбины расположен
на раме турбины со стороны генератора,
и расширение статора происходит
в сторону переднего
Турбина снабжена промывочным устройством, допускающим промывку проточной части турбины на ходу при соответственно сниженной нагрузке. Промывка должна производиться в соответствии с инструкцией завода по промывке проточной части.
Для сокращения времени прогрева и
улучшений условий пуска
Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой при пусках и остановах, предусмотрено групповое дренирование через расширитель дренажей в конденсатор.
Т-100-130. В 1961 г. ТМЗ изготовил теплофикационную турбину Т-100-130 мощностью 100 МВт на начальные параметры пара 12,75 МПа и 565°С, на частоту вращения 50 1/с с двухступенчатым теплофикационным отбором пара и номинальной тепловой производительностью 186,2 МВт (160 Гкал/ч).
Давления в верхнем и нижнем отопительных отборах изменяются в пределах 0,06—0,25 и 0,05—0,2 МПа.
Пар к стопорному клапану подводится по двум паропроводам и затем по четырем паропроводам направляется к четырем регулирующим клапанам, привод которых осуществляется посредством сервомотора, рейки, зубчатого сектора и кулачкового вала. Открываясь последовательно, регулирующие клапаны подают пар в четыре вваренные в корпус сопловые коробки, откуда пар поступает на двухвенечную регулирующую ступень. Пройдя ее и восемь нерегулируемых ступеней, пар через два патрубка покидает ЦВД и по четырем паровпускам подводится к кольцевой сопловой коробке ЦСД, отлитой заодно с корпусом. ЦСД содержит 14 ступеней. После XII ступени производится верхний, а после последней ступени — нижний теплофикационный отбор.
Из ЦСД по двум ресиверным трубам, установленным над турбиной, пар направляется в ЦНД двухпоточной конструкции. На входе каждого потока установлена поворотная регулирующая диафрагма с одним ярусом окон, реализующая дроссельное парораспределение в ЦНД. В каждом потоке ЦНД имеется по две ступени. Последняя ступень имеет длину лопатки 550 мм при среднем диаметре 1915 мм, что обеспечивает суммарную площадь выхода 3,3 м2.
Валопровод турбины состоит из роторов ЦВД, ЦСД, ЦНД и генератора. Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой, причем полумуфта ЦСД откована заодно с валом. Между роторами ЦСД и ЦНД, ЦНД и генератора установлены полужесткие муфты. Каждый из роторов уложен в двух опорных подшипниках. Комбинированный опорно-упорный подшипник расположен в корпусе среднего подшипника между ЦВД и ЦСД.
Ротор ЦВД – цельнокованый.
Ротор ЦСД — комбинированный: диски первых восьми ступеней откованы заодно с валом, а остальных насажены на вал с натягом.
Корпус ЦСД имеет вертикальный технологический разъем, соединяющий литую переднюю часть и сварную заднюю.
Ротор ЦНД — сборный: четыре рабочих диска посажены на вал с натягом. Корпус ЦНД состоит из трех частей: средней сварно-литой и двух выходных сварных. В верхней половине корпуса имеются две паропроводящие трубы и сервомоторный привод поворотной регулирующей диафрагмы.
Корпуса ЦВД и ЦСД опираются на корпуса подшипников с помощью лап. Выходная часть ЦСД опирается лапами на переднюю часть ЦНД.
ЦНД имеет встроенные подшипники и опирается на фундаментные рамы своим опорным поясом. Фикс пункт находится на пересечении
продольной оси турбины и осей двух поперечных шпонок, установленных на продольных рамах в области левого (переднего) выходного патрубка. Взаимная центровка корпусов цилиндров и подшипников осуществляется системой вертикальных и поперечных шпонок, установленных между лапами цилиндров и их опорными поверхностями. Расширение турбины происходит в основном от фикс-пункта в сторону переднего подшипника и частично — в сторону генератора.
Р-50-130/13. Паровая турбина Р-50-130/13 ЛМЗ мощностью 50 МВт выполнена на начальные параметры 12,75 МПа и 565 °С и противодавлением 1,0-1,8 МПа. В соответствии с протоколом технического совещания по вопросу приведения к расчётному соотношению температуры и давления острого пара перед турбинами СамТЭЦ, утверждённого 4.12.1998 г. главным инженером АО «Самараэнерго» и согласно указанию № 124 от 18.12.98 по Самарской ТЭЦ установлены сниженные параметры острого пара перед АСК турбин: Ро=120 ата; То=540 °С.
Схема трубопроводов турбины показана на рисунке. Свежий пар из коллектора ТЭЦ подводится к стопорному клапану, а от него по четырем паропроводам — к четырем регулирующим клапанам, установленным непосредственно на корпусе турбины.
Из сопловых коробок, вваренных в корпус, пар поступает на одно-венечную регулирующую ступень, затем проходит 16 нерегулируемых ступеней и направляется к тепловому потребителю.
В систему регенерации входят три подогревателя высокого давления, питаемых из выходного патрубка турбины и двух нерегулируемых отборов. Температура питательной воды 235 °С.
Ротор выполнен цельнокованым, корпус — одностенным, с обоймами.
Характерной особенностью турбины является применение внутреннего обводного парораспределения. При перегрузке турбины четвертый регулирующий клапан открывается одновременно с обводным клапаном, перепускающим пар из камеры регулирующей ступени в четвертую нерегулируемую ступень, проходное сечение которой больше, чем у первой нерегулируемой ступени. Это позволяет увеличить мощность турбины.
Корпус турбины опирается на корпуса подшипников с помощью лап. Фикспункт турбины расположен на фундаментной раме заднего подшипника, и расширение турбины происходит в направлении переднего подшипника.
ПТ-60-130. Масляная система турбины питает маслом марки ТП-22, как систему регулирования, так и систему смазки подшипников. Давление в системе регулирования составляет 20 кгс/см2, а в системе смазки, после маслоохладителей, на уровне подшипников – 0,8 кгс/см2.
На рисунке приведена схема смазки турбоагрегата, в которой турбинное масло используется и в системе смазки, и в системе регулирования.
С валом турбоагрегата, состоящего из ЦВД, ЦСД, ЦНД и электрического генератора, с помощью муфты связано колесо главного масляного насоса 1. Масло, поступающее во всасывающий патрубок насоса из масляного бака 2, под давлением подается в системы смазки и регулирования, а его небольшая часть используется для работы струйных насосов — инжекторов 3,4.
Расположение насоса на одном валу с турбиной требует вполне определенного размещения оборудования в машинном зале электростанции. Дело в том, что для надежной работы центробежного насоса необходимо иметь избыточное давление (подпор) во всасывающем патрубке, так как возникновение в нем даже на короткое время разрежения может привести к попаданию в рабочее колесо воздуха и «срыву» насоса: разрыв масляного потока на всасывающей стороне делает невозможным подсасывание масла из масляного бака и дальнейшую работу насоса без останова, заполнения его маслом и повторного пуска.
Для создания подпора на всасывающей стороне насоса принципиально можно было бы расположить масляный бак выше его оси, т. е. над турбиной; однако это недопустимо, так как нарушение плотности бака или маслопроводов приведет к попаданию масла на горячую турбину и возникновению пожара. Поэтому масляный бак располагают ниже отметки обслуживания турбины со стороны, противоположной генератору. При этом для создания гарантированного подпора на всасывающей стороне главного масляного насоса в масляный бак устанавливают инжектор — струйный насос.
Для обеспечения систем смазки и регулирования при пуске турбины, когда давление, развиваемое главным масляным насосом, недостаточно из-за малой частоты вращения, устанавливают пусковой масляный насос 7 (1500 об/мин. насос выбран из условий гидравлического испытания маслопровода системы регулирования двойным рабочим давлением, производимым до пуска турбоустановки и при ревизиях, имеет производительность 290 м3/час и напор 480 м вод. ст.), приводимый электродвигателем переменного тока. Для нормальной эксплуатации насос переводится на работу при 1000 об/мин с установкой электродвигателя переменного тока. При этом достигается производительность около 200 м3/час и напор 210 м вод. ст. Пуск и остановка насоса производится вручную. Система смазки, в значительной степени определяющая надежность работы всего турбоагрегата, снабжается системой защиты. Импульсом для срабатывания систем защиты является давление в масло проводе за маслоохладителями, на котором устанавливают специально реле давления 8. При падении манометрического давления в систем смазки до 60 кПа (вместо нормальных 100 кПа) реле давления включает электродвигатель переменного тока, питаемый от шин собственных нужд станции, который приводит в действие резервный насос смазки 9, производительностью 126 м3/час при напоре 30 м вод. ст. Для гарантированной подачи масла на смазку в случае невключения резервного насоса (например, при неисправности электродвигателя или отсутствии напряжения на шине собственных нужд) служит аварийный электронасос 10 постоянного тока, производительностью 108 м3/час при напоре 22 м вод. ст., питаемый от аккумуляторной батареи, находящейся под постоянной подзарядкой. Аварийный электронасос включает автоматически реле давления при падении давления в системе смазки примерно до 50 кПа.