Паровая турбина К-300-240 ХТГЗ - Косяк Ю.Ф.

Author: Косяк Ю.Ф.
Tags: тепловые двигатели в целом получение, распределение и использование пара паровые машины паровые котлы теплоэнергетика теплотехника электростанции паровые турбины промышленное оборудование
Year: 1982
Similar
Паровая турбина К-500-240 ХТГЗ
Эксплуатация паротурбинных установок
Турбины для атомных электростанций
Турбины для АЭС
Text
                    ПАРОВАЯ ТУРБИНА
«“300-240 ХТГЗ

п
ПАРОВАЯ ТУРБИНА
К-300-240 ХТГЗ
Под общей редакцией
.канд. техн, наук Ю. Ф. Косяка
■МОСКВА -ЭНЕРГОИЗДАТ 1982

ББК 31.J63
П 18
УДК 621.165
Рецензент: Б. М. Трояновский
Квлуіксчач Цеі Г* |
Паровая турбина К-300-240 ХТГЗ/ Под общей
П 18 ред. Ю. Ф. Косяка—М.: Энергоиздат, 1982.—
272 с., ил.
В пер 2р. 40 коп.
В книге рассмотрены конструкции турбины К-300-240 и
отдельных ее элементов, система регулирования и конструк¬
ция отдельных регулирующих устройств, пусковая и тепловая
схемы блока, конструкция конденсатора, компоновка и ре¬
жимные особенности турбины. Описан опыт монтажа, на¬
ладки и эксплуатации турбины.
Книга предназначена для инженерно-технических работ¬
ников электростанций, проектных, конструкторских, наладоч¬
ных и ремонтных организаций.
2303020100-135 ,п	ББК 31363
п-		~ 30-81	6П2.23
051(01)82
g) Энергоиздат, 1982

ПРЕДИСЛОВИЕ
На чеЕіростанциях страны находятся
в эксЕ.тѵа'“иДИИ десятки блоков мощностью
во 300 МВт с турбинами ХТГЗ. Некоторые
вовне электростанции также будут оборудо¬
ваться этими турбинами. Поэтому особое
значенье приобретает подробное изучение
эиергетяьами-экспзуатационниками турбоус-
тановки мощностью 300 МВт.
На Харьковском турбинном заводе им.
С М. Кирова (ХТГЗ) развитие паротурбо-
с*роенгя направлено па обеспечение роста
энергетики на основе современной техники
и характеризуется непрерывным увеличением
единичных мощностей агрегатов и повышени¬
ем »іх экономичности как за счет роста на-
та-лых параметров, так и за счет совершен¬
ствования конструктивных и схемных реше¬
ний. Создание турбины К-300-240 является
едзнм из этапов этого развития.
Турбины К-300-240 ХТГЗ и ЛМЗ в период
проектирования предназначались для несения
базовой нагрузки в энергосистемах, их вы¬
пуск должен был обеспечить высокие темпы
развития и повышения уровня экономичности
советской энергетики. Для реализации этих
■ -ей мощность турбин выбрана в 1,5—2,0
раза выше мощности турбин К-200-130 и
К 60-130, выпускавшихся в то время заво¬
дами а начальные параметры пара приня¬
ты сверхкритическими' давление 23,5 МПа
_-0 кгс/см2) и температура 560°С.
Для турбины К-300-240 принято мини
ма.юное сверхкритическое давление пара, ко¬
торое, будучи на 1,47 МПа (15 кгс/см2) выше
графического, обеспечивает устойчивую рабо¬
ту прямоточного котла. Дальнейшее повыше-
яяе давления связано со значительными
трудностями в изготовлении трубопроводов
и supir. ов клапанов и цилиндров турбин.
ір.вень начальной температуры выбран
аз условий достижения максимальной эконо-
мгчяости цикла без применения довольно до-
роіИх аустенитных сталей в котле, турбине и
в системе высокотемпературных паропрово¬
дов
Весьма существенный экономический эф¬
фект достигается благодаря удвоению мощ¬
ности турбин — при сооружении электростан¬
ции мощностью 2400 МВт с турбинами
К-300-240 стоимость 1 кВт установленной
мощности почти на 17% ниже, чем для элек¬
тростанций мощностью 1200 МВт с турбина¬
ми К-160-130 [69] Удвоение мощности тур¬
бины позволяет в основном за счет уменьше¬
ния относительных утечек пара повысить ее
к. п. д. примерно на 1 % и снизить ее удельную
материалоемкость на 12 % по сравнению с тур¬
биной К-160-130. Одновременно снижаются
эксплуатационные расходы за счет уменьше¬
ния штатного коэффициента для электростан¬
ций более чем в 2 раза.
Переход на сверхкритические параметры
пара и удвоение мощности вместе с использо¬
ванием последних достижений в области
аэродинамики и новых конструктивных реше¬
ний позволили снизить удельный расход тепла
на турбине К-300-240 по сравнению с турби¬
ной К-160-130 на 8,5%.
Первая турбина К-300-240 выпущена заво¬
дом в 1960 г. За время, прошедшее с момента
выпуска первой турбины, выявлены детали,
лимитирующие надежность работы турбины,
тепловые испытания показали пониженную-
по сравнению с гарантийной экономичность,
проявились некоторые другие недостатки в
работе турбины, объясняемые новизной кон¬
струкции, связанной с переходом на сверх-
критические параметры, резким увеличением
единичной мощности агрегата и рядом других
факторов.
Большая работа по устранению выявлен¬
ных недостатков проводится ХТГЗ как на
выпускаемых, так и на находящихся в экс¬
плуатации турбинах. Обобщением этих работ
явилось создание турбины К-300-240-2, кото¬
рая выпускается заводом с 1970 г. Основное
внимание уделяется достижению проектной
экономичности турбины путем совершенство¬
вания проточной части всех цилиндров, улуч¬
шению работы концевых уплотнений, повыще-
з
нию маневренности и обеспечению макси¬
мальной надежности агрегата
Постоянная работа над повышением на¬
дежности тхрбин К-300-240 и технического
уровня н\ эксплуатации на ГРЭС привела к
тому, что средний коэффициент готовности
турбин в 1974 г достиг 99%
Благодаря усилиям завода по совершенст¬
вованию узлов турбины, обеспечению ее тех¬
нологичности, надежности и высокой эконо¬
мичности турбине К-300-240-2 присвоен госу¬
дарственный Знак качества.
Производство энергетического оборудова¬
ния на ХТГЗ довольно крупными сериями
пе только обеспечивает высокие темпы разви¬
тия энергетики, но и способствует снижению
удельной трудоемкости и стоимости изготав¬
ливаемого оборудования, несмотря на допол¬
нительные затраты по модернизации турбины.
Так, трудоемкость паровых турбин К-300-240
была 0,83 нормо-ч/кВт против 0,62 нормо-ч/кВт
для турбин, выпускаемых в 1976 г.
В настоящей кнше дается подробное опи¬
сание и анализ особенностей конструкции
важнейших узлов К-300-240. Наряду с основ¬
ными аспектами конструкции турбины, се
тепловой схемы н компоновки, системы паро¬
распределения и регулирования рассматрива¬
ются вопросы монтажа, особенностей эксплуа¬
тационных режимов, проведение наладки
и испытаний.
Важно отмстить, что изложенные в книге
материалы являются обобщением исследова¬
ний, проведенных на заводе и в отраслевых
институтах. Активное участие в этих исследо¬
вательских работах принимали и авторы
книги. Книга не заменяет официальные инст¬
рукции и Правила Главтехуиравления Мин¬
энерго СССР, Союзтсхэнерго и ХТГЗ, а по
ряду вопросов уточняет и дополняет их.
В книге, предназначенной для инженерно-
технических работников электростанций, ра¬
ботников проектных организаций, инженеров,
техников и мастеров наладочных, монтажных
и энергоремонтных организаций, главы 13 и
18 рассчитаны также на инженеров, занимаю¬
щихся исследованиями в области автомати¬
ческого регулирования, глава 18 будет полез¬
на специалистам, занимающимся вопросами
прочности элементов турбины
Таким образом, книга, по мнению авторов,
должна способствовать повышению квали¬
фикации обслуживающего персонала и ин-
женерно-т п скпх работников электро¬
станций.
Книга по своей структуре и характеру из¬
ложения является логическим продолжением
выпущенных издательством «Энергия» книг
по паровым турбинам Харьковского турбин¬
ного завода
Паротурбинные установки атомных элек¬
тростанций/ Под ред. Ю. Ф. Косяка. — Мл
Энергия, 1978.
Паровая турбина К-160-130 ХТГЗ/ Под
ред. С. ГІ. Соболева. — М.: Энергия, 1980.
При написании материал книги распреде¬
лился следующим образом1 инж Г 3. Безуг¬
лый (гл 3—6, частично гл. 14, частично
§11), канд. техн, наук В Н Галацап (гл 16
17), канд. техн, наук В. А. Пален (гл. 18, 19);
инж. А. В. Петров (гл. 13); инж. В Е. Рожан-
ский (гл. 10), канд. техн. наук В Ю. Рохлея-
ко (гл. 9, И, 12), канд. техн, наук В. Я. Ста¬
ниславский (гл. 1, 2, частично гл 14, § 7.15—
—7.17, § 16.3—16 4); инж. А. М. Смитиен-
ко (гл. 15); канд. техн, наук А. Е. Фридман
(гл. 8, частично § II); инж. Б М. Чернен¬
ко (гл. 7).
Титульный редактор и коллектив авторов
выражают глубокую признательность И. Я Ду
бровскому-Винокурову за редактирование
книги и доктору техн, наук, проф Б М Тро¬
яновскому за ценные замечания, высказанные
км при рецензировании книги
Замечания и предложения по книге авторы
просят направлять по адресу. 113114, Мос¬
ква, М-114, Шлюзовая наб, 10, Энергоиздат.
Авторы

ПРИМЕНЯЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
БКЗ — Барнаульский котельный завод (ПО
«Сибэнсргомапі» БКЗ — производст¬
венное объединение «Сибэнергомаш»
Барнаульский котельный завод),
БТИ — Всесоюзный теплотехнический иаучно-
исслсдовательскнй институт нм.
Ф Э. Дзержинского;
ГРЭС — Государственная районная электриче¬
ская станция;
ГСП — Государственная система промышлен¬
ных приборов и средств автоматизации;
ЕОЭС — Европейская объединенная энері оси-
стема,
ЗнО — Подольский машиностроительный завод
•ям Орджоникидзе;
■1МЗ—Ленинградский металлический завод
(ПО ЛМЗ — производственное объеди¬
нение турбостроения «Ленинградский
металлический завод»).
МЭИ — Московский энергетический институт;
МЭІ\ — Международная электротехническая
комиссия;
НЗЛ — Невский машиностроительный завод
ем В И Ленина (ПО НЗЛ —произ¬
водственное объединение Невский ма¬
шиностроительный завод им В И. Ле¬
пина),
Союзтсхэнерго— Государственный трест по организации
и ращгопа іизацци районных электро¬
станций и сетей;
УТМЗ— Уральский турбомоторпый завод им
К Е. Ворошилова (ПО ТМЗ — произ¬
водственное объединение «Турбомо-
торпый завод» им К Е Ворошилова),
ХПИ—Харьковский политехнический инсти¬
тут ігм В И. Ленина,
ХТГЗ — Харьковский турбинный завод им.
С М. Кирова (ПО ХТЗ - производ¬
ственное объединение атомного турбо¬
строения «Харьковский турбинный та
вод» им С М. Кирона);'
НКТИ—Центральный котлотурбинпый инсти¬
тут им. И И Ползунова (НІЮ
ЦК.ТИ — на учно-производетоенное' об ь-
едииение по исследованию и проекти¬
рованию энергетическоі о оборудования
нм И. И. Ползу нова);
ЦНИИТМАШ — Центратьный научно-исследовательский
институт технологии машиностроения;
АВР — автоматический ввод резерва,
АМН — аварийный масляный насос.
АМН-

АЭС — атомная электростанция,
АР — автоматическое регулирование,
БАС — бачки аварийной смазки,
БН — бустерный насос;
БОУ — блочная обессоливающая установка,
БЕГУ — быстродействующее пропорциональное
устройство,
БРОУ— быстродействующая редукционно-охла¬
дительная установка;
БРФ — блок релейной форсировки;
ВПУ — валоповоротное устройство,
ГМІI — главный масляный насос;
ГУ — гидроусилитель,
ДТР—датчик тентовою расширения;
ДУ С- датчик угловой скорости,
ДХН — диффузионное хромирование с после¬
дующей нитридизацией,
ЗРЬ — золотник автомата безопасности;
ЗРС золотник регулятора скорости;
11МАБ — исполнительный механизм автомата бе¬
зопасности;
_ КИ — конденсатор испарителя,
КИП— контрольно-измерительные приборы;
гКТ — конденсатор турбины;
КОС —ктапап обратігый е гидооирииодом'
МБН — масляный бак напорный;
•МНУ— маслоііапорная установка,
МО — маслоохла тнтеаь;
МСК — маслосбрасывающий клапан;
МУТ — механизмы управления турбиной,
МЭТС — металлические электрические термомет¬
ры сопротивления,
ИГР — насосы системы регулирования тур
бішы;
ОРР — устройство контроля отно тельного
расширения ротора;
ОСР — осевой сдвиг ротора.
ПВД — подогреватель высокого давления;
ПНД — подогреватель низкого давления:
ПЭІГ — впіатс.чьиый электронасос;
РБ — расширительный бак;
РВД — ротор івысокого давления,
РСД- ротор среднего давления,
РИД — ротор низкого давления;
Р'К — реле контроля питания;
САРЗ — система автоматического регулирования
•и защиты турбипы;
ТПН — турбопитатсльный насос;
ТЭС — тепловая электрическая станция;
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия;
ЦВД — цилиндр высокого давления,
ЦСД—цилиндр среднего давления,
ЦНД —цилиндр низкого давления,
ЧВД — часть высокого давления,
ЧСД — часть среднего давления;
ЧНД — часть низкого давления,
ЭГП — электрогидравлический нреобразова
ЭМП —электромеханический преобразователь;
ЭНП — элсктроподогрователь,
САР — ед стема автоматического регулирова-
ГМН — главный масляный насос.

Глава первая
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТУРБОУСТАНОВКИ
1.1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБИНЫ
И ТУРБОУСТАНОВКИ
Паровая одновальная конденсационная
турбина К-300-240 мощностью 300 МВт с па¬
раметрами пара: давление 23,о МПа
(240 кгс/см2) температура 560 С* предназна¬
чена для привода электрогенератора перемен¬
ного тока типа ТГВ-300 завода «Электротяж-
мапі» мощностью 300 МВт при частоте вра¬
щения 50 с-1.
Паровая турбина представляет собой трех¬
цилиндровый агрегат (рис. 1.1), состоящий из
ЦВД. ЦСД и двѵхпоточного ЦНД (второй и
третий потоки), 'причем ЦСД конструктивно
объединен с одним (первым) потоком цпд.
Объединение проточных частей среднего дав¬
ления и одного потока низкого давления в од¬
ном цилиндре обеспечивает уменьшение дли¬
ны турбины как за счет сокращения числа
опорных подшипников, так и за счет совме¬
щения камеры выхлопа из ЦСД с паровпус-
ком первого потока ЦНД.
Выхлоп пара осуществляется в один по¬
верхностный двухходовой конденсатор, распо¬
ложенный под турбиной поперек оси кон¬
денсатор состоит из двух независимых труп¬
ных пучков. Соединение турбины с конденса¬
тором жесткое, выхлопной патрубок привари¬
вается через переходный патрубок к конден¬
сатору. Номинальный вакуум в конденсаторе
3,43 кПа (0,035 кгс/см2)
Пап к турбине К-300-240-1 подается че¬
тырьмя паропроводами 0 175 мм, к модерни¬
зированной турбние К-300-240-2 подвод паРа
осуществляется двумя нитками паропроводов
0^325 мм.
аротѵрбинная установка выполнена с од-
ним промперегревом пара между ЦВД я
ЦСД при давлении 3,72 МПа (40 кгс/см ) до
температуры 565°С. Введение промперегрева,
кроме повышения экономичности, снижает
влажность пара за последней ступенью, что
обеспечивает эрозионную стойкость лопаток
последней ступени с учетом высоких окруж¬
ных скоростей на периферии. Потеря давле¬
ния в тракте промперегрева составляет іи
12% давления на выходе из ЦВД.
’Удельный расход условного топлива по
блокам с турбинами К-300-240-2 доведен до
336 г/(кВт-ч) на Рефтинской ГРЭС, работа¬
ющей на угле, и до 325 г/ (кВт-ч) на Три¬
польской ГРЭС, работающей на мазуте.
Турбина выполнена с девятью регенера
тивными отборами пара, осуществляемыми из
цилиндров турбины для подогрева питатель¬
ной воды Б поверхностных подогревателях
низкого давления, деаэраторе и подогрева¬
телях высокого давления до 2/5 С.
Четырехходовой подогреватель низкого
давления состоит из следующих основных уз¬
лов- корпуса верхней водяной камеры и труб_
ІХиетемы. состоящей пз грубок MR.
формы Коцды трубок развальцованы в труб
тай доске которая разделяет водяное и наро
вое пространство Подогреваемый “««““J
поступает через водяную камеру в трубки по
логревателя, а греющий пар омывает трубки
снаружи- Регенеративная установка низкого
давления состоет цз шести подогревателей.
Подогреватели высокого давления выпол¬
нены двухходовыми по воде с горизонтальны¬
ми спЙральиыми трубками и с цнжним распо¬
ложением фланцевого разъема корпуса._ Оѵ
повные узлы подоіревателя —корпус и змее¬
виковая трубная система; подогреватель имеет
охладитель греющего пара для дополнитель
него подогрева питательной воды за счет теп¬
ла перегрева пара и охладитель дренажа для
. ла n.eferp температуры конденсата греющего
’ ₽В качестве воздухоудаляющих устройств
СЛ'П два пароструйных трехступенчатых
эжектора для отсоса паровоздушной смеси из
* Температура свежего пара и лара после промпе-
рсгреза для повышения надежности
ков 300 МВт решением Министерства энергепіки и элек
трификашш СССР в 1971 г снижена до МО С. Турбо¬
установка может работать при температуре свежего а-
„а 560°С и температуре пара после иромперегрева boo ь.
Расчеты Жданные, йрвведеяные в таблицах, составланьі
с учетом температуры свежего па_ра о60°С и темперит}-
ры пара і-</е промперегрева 56а С
снижен
пара.

Л'572 пл
конденсатора (в работе обычно находится
■один эжектор);
2)	пусковой водоструйный эжектор для
заполнения циркуляционной системы водой
перед пуском турбины и для быстрого подня¬
тия вакуума в конденсаторе при пуске тур¬
бины;
3)	эжектор с конденсатором лабиринтово¬
го пара для отсоса паровоздушной смеси из
уплотнений турбины.
В турбоустацовке имеются две группы
конденсатных насосов. Первая группа: три
конденсатных насоса, подающих конденсат на
обессоливающую установку; вторая группа:
три насоса, подающих конденсат от обессоли¬
вающей установки через подогреватели низ¬
кого давления в деаэратор. Из деаэратора
вода бустерными и питательными насосами
через подогреватели высокого давления пода¬
ется в котел.
Группа питательных насосов состоит из
одного главного насоса с противодавленчес-
ким турбоприводом и одного пускорезервного
с электрическим приводом.
Охлаждающая вода для конденсаторов
подается двумя циркуляционными насосами,
тип которых устанавливается организацией,
проектирующей электростанцию.
Система соплового парораспределения
обеспечивает поступление в турбину требуе¬
мого количества пара для создания необхо¬
димой мощности турбоагрегата. Парораспре¬
деление части высокого давления осуществля¬
ется двумя блоками клапанов, установленны¬
ми с двух сторон ЦВД. В каждом блоке объ¬
единены три регулирующих и один стопорный
клапан. Система парораспределения части
среднего давления представляет собой два
блока комбинированных устройств, установ¬
ленных в непосредственной близости от ЦСД,

Характеристика блочных турбоустановок
I (. К-800-240-3
Номинальная электрическая мощность Л'э ' »
МВт
Максимальная мощность М”акс, МВт
МПа
Начальное давление ро, кгс/съ'?
Начальная температура іо, °C
Температура промперегрева /пл, °C
кПа
Вакуум (противодавление) ₽к, КГС/СМ«
Удельный расход тепла (гарантийный по техус-
ЛОВИЯМ) 9эР, кДж/(кВт-ч)
ккал/(кВт--ч)
Структурная схема регенерации
Количество регенеративных отборов, шт.
Длина турбины и генератора, м
Габарит ячейки турбины (пролетXширина), м
Удельная площадь турбоустановки, №/МВт
I К-300-240-2
160
210
300
500
170
220
320
535
12,8
12,8
23,5
23,5
130
130
240
240
560
560
560
540
565
565
565
540
3.43
3,43
3,43
3.43
6,035
0.035
0,035
0,035
8207
8119
7658,6
7700
(1961)
(1940)
(1830)
(1840)
ЗПВД+Д+
ЗПВД+Д+
ЗПВД+Д+
ЗПВД+Л+
4-4ПНД
4-4ПНД
4-6ПИД
-}-5ПНД
■?
/
9
9
26,8
32,5
35,8
46,9
42X36
45X36
45X48
51X48
9,4
1	7,8
7,2
5,0*
800
850
7700
тс (РУСН)
39X108
5,28
(1840)
ЗПВД+Д+
-ріпнд
240
540
540
3,43
причем в каждом блоке совмещены функции
стопорного и регулирующего клапанов.
Система регулирования турбины вьш
ет следующие функции:
поддерживает ч ту вращения ротора на
заданном уровне;
обеспечивает умеренное повышение часто¬
ты вращения ротора турбины при сбросе на¬
грузки;
обеспечивает изменение расхода пара и
момента движущих сил в зависимости от
длительности и амплитуды дополнительных
входных сигналов.
Органы защиты турбины обеспечивают за¬
крытие стопорных и регулирующих клапанов
при возникновении аварийных режимов рабо¬
ты турбипы
В систему регулирования турбицы осуще¬
ствлен электрический ввод, воздействующий
на гидравлическую усилительную связь через
электрогидравлический преобразователь.
В качестве рабочего тела для системы ре¬
гулирования применяется конденсат. Ликви¬
дация в связи с этим маслопроводов высоко¬
го давления значительно повышает надеж¬
ность и устраняет пожароопасность масло¬
системы
Турбина размещена поперек машинного за¬
ла на общем с электрогенератором монолит¬
ном или сборном железобетонном фундамен¬
те. Верхняя отметка фундамента турбоагре¬
гат— э м> определяется подвальным разме-
8
щеяием конденсатора. Длина турбины около-
22 м, а общая длина турбоагрегата с возбу¬
дителем — 35,8 м Ширина ячейки машинного
зала, занимаемая энергоблоком, — 48 м, опре¬
деляется размерами котла.
Характеристика трубоустановки К-300-240
п ее сравнение с другими блочными установ¬
ками агрегатов на электростанциях представ¬
лены в табл. 1.1 Из таблицы видно, что ук¬
рупнение единичной мощности турбоагрегатов
приводит к уменьшению удельной площади
турбоустановки.
Перечень и характеристики оборудования
энергоблока с турбипой К-300-240-2 приведе¬
ны в табл. 1.2.
1.2. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СОЗДАНИЯ СХЕМЫ
ТУРБОУСТАНОВКИ. РЕЖИМЫ РАБОТЫ
ТУРБОУСТАНОВКИ
При разработке принципиальной и развер¬
нутой тепловой схем турбоустановкк на
сверхкрмтические параметры пара руковод¬
ствовались в первую очередь заданными па¬
раметрами паровой турбины, наличием одно
ступенчатого перегрева и высоким уровнем
экономичности [удельный расход тепла
f =7658,6 кДж/(кВтч)=1830 клал/(кВтХ
Хч)]. Кроме тою, на выбор схем влияют свя¬
зи с котельным агрегатом, т. е. принцип блоч
ной установки котел — турбина.

Характеристика оборудования эиергоблола с турбиной К-80О-240-2
Наименоааяие оборудовании
Марка и краткая- характеристика
Количество
1 на ягрегаг
Котел прямоточный	"
ПпІООО—2Б5ж (тип—312А)
(0=1000 т/ч, Ро=25 МПа;
4#ии=545/545°С)
1
1енератор
ПоГм2ПМИ ИаС0С С ’УР6олРив°дам ™па
ТГВ-300
	;

ОСП1-1150М (Q=H50 м’/ч, 77=34 МПа)
I
Бустерный насос
Питательный
ктроиасос
насос
12 ПД-8
(<2 = 650 м3/ч, 77=156 м)
3
электродвигатель
.насос
2АЗМ-500/6000
з
ПЭ-600-300-2
АТД-8000
1
электродвигатель
1
Эжектор водоструйный конденсатора н циркуля¬
ционном системы	Е	1 7
ЭВБ-801531
I
Эжектор основпоГі пароструйный
ЭП-3-25/75
2
эжектор с конденсатором пара из лабиринтовых
уидотпании
ЭУ-8М
1
Фильтры охлаждающей воды
Маслоохладитель
ФС-400-І
3
МБ-50-75
(МО-53-4)
5
Обратные клапаны с
с гидроприводом
£>ѵ 600
Ьу 400
Dy 200
by 150
KOC-600-IV
КОС-400-ІѴ, левый
КОС-200-ІѴ
KOC-130-1V
by 200/400
Dy 25
3
Клапан предохранительный
4
Клапан предохранительный импульсный
4
Клапан регулятора уровня в конденсаторе
Б-388-О8СБ
I
k £Пан регулятора давления в уплотнениях
6с-7-3
1
■ енсатор двухголовый
К-15240
(Рі:“3,5 кПа, /Ов=12сС: Й7=34 8О5 м3/ч)
ПН-400-26-2-1V
ПН-400-26-7-П
ПН-400-26-7-11
ПН-400-26-7-11
ПН-400-26-7-Ѵ
ПН-400-26-7-1
1
реватели
зяблого
’■> ЛИЯ
108.271 17-76)
№ I
№ 2
№ За (КИ)
№ 3
№ 4
№ 5
1
і
то давления
108.271.17-76)
1 Лг 6
№ 7
№ 8
ПВ-900-380-18-1
ПВ-1200-380-42-1
П В-900-380-66-1
1
ыіь дренажа
аы подогрсватеан (бойлерная) 126 МДж/ч,
ОВ-40
ЧСВ-200-7-І5
1
2

Продолженае табл. 1,2
Наименование оборудования
Марка s краткая характеристика
Количество
на агрегат
Деаэратор
ДСП-500 (ДСП-1000)
р,=0;69 МПа (7 кгс/см2)
2(1)
■Конденсатный насос
I ступени
насос
КСсВ-500-85
(<2=500 м’/ч; /7=0,85 МПа)
3
электродвигатель
А03-400м-642, М302
(Л'=200 кВт, п-16,4 с-1;
Ѵ-6000 В)
3
Конденсатный насос
II ступени
насос
КсВ-500-220
(<2=500 м8/ч, 77=2,2 МПа)
3
электродвигатель
АОВ2 14-41-4УЗ
(Л'=500 кВт; п= ,7 с-’;
Ѵ=6000 В)
3
Насос системы смазки
насос
200Д-90А
(<2=504 м’/ч; 17=0,34 МПа)
2
электродвигатель
MO280S-6
(Л'=75 кВт-, п= 16,4 с-<;
Ѵ=220/380 В)
2
Насос системы смазки
(аварийный)
насос
Д-200-36
(<2=180 м8/ч; 77=0,31 МПа)
2
электродвигатель
П-81-6
(Л'=32 кВт; п=25 с-’, Ѵ=220 В)
2
■Насос рабочей вода
пускового эжектора
насрс
300 Д-00
(<2= 1260 м8/ч; /7=0,64 МПа)
1
электродвигатель
А-114-4
(Л'=320 кВт, п=25 с-1. Ѵ=6000 В)
1
Насос продувки
испарителя
14- кВ
(<2=6 м8/ч; /7=0,2 МПа)
I
э лектродвигггч *.
А-32-2
(Л'=1,7 кВт; п=48 с-1; Ѵ=380 В)
1
Насос сливной
системы ПНД
насос
КсВ-200-220
(Q=200 м8/ч; 77=2,2 МПа)
2
электродвигатель
АОЗ-400М-4У2М302
(Л'=250 кВт; п=25 с-’, 1'=6000 В)
2
Бак расширитель дренажей
РБ-6 (1^=6 м8)
I
Насос циркуляционный
системы водоснаб-
IKCj-hh кондеиеатопа
насос
ОПВ2-110МБ
(<2=5 м8/с; /7—15 м)
2
электродвигатель
АВСМ-1.6-73-І2УЧ
(Л'=1000 кВт; гг=8,3 с~': Ѵ=6000 В)
2
10

Схема головной турбоустановки моноблоч¬
ная: турбина — двухкорпусный котел ТПП-210
с двухступенчатым байпасированием (БРОУ
№ 1 и 2). По данной схеме смонтировано че¬
тыре турбоустанрвки. Затем принята дубль-
блочная схема с двухкорпусными симметрич¬
ными котлами с одно- и двухступенчатым
байпасированием цилиндров турбины.
Дальнейшая модернизация схемных реше¬
ний проводилась по следующим основным
направлениям-
1- Применение схемы блока с однркорпус-
ным котлом ТПП-312А либо ' котлом
ТГМП-344 (моноблоки), укрупненным вспомо¬
гательным оборудованием и главными трубо¬
проводами свежего пара и иромперегрева.
Реализация этого позволила сократить в 1,6—
2,6 раза количество единиц арматуры в схеме,
более надежно решить сброс высокопотенци¬
альной среды в час.ш. низкого давления тур¬
бины.
2.	Повышение маневренных характеристик
турбоустановки:
создание мобильной дренажно-продувоч¬
ной схемы;
модернизация схемы уплотнений с раз¬
дельной подачей горячего пара в камеры ла¬
биринтовых уплотнений ЦВД и ЦСД;
модернизация узловых схем прогрева
фланцевых соединений;
подача конденсата на систему обратных
клапанов;
отработка падежных и экономичных, с
учетом опыта эксплуатация, решений по
схемам конденсата греющего пара систе¬
мы регенерации низкого и высокого дав¬
ления
3.	Изучение и реализация способов полу¬
чения максимальной и пиковой мощности на
ряде турбоустановок 300 МВт, т. е. совершен¬
ствование тепловой схемы и оборудования с
учетом режимных требований блока и энерго¬
системы, обобщение и типизация дополни¬
тельных сверх регенерации отборов на стан¬
ционные нужды.
4.	Оптимизация схемных решений выпол¬
нением многовариантных расчетов иа имита¬
ционной математической модели с использо¬
ванием ЭВМ (имеется в виду как совершенст¬
вование характеристик применяемой типовой
схемы, так и выполнение структурных преоб¬
разований).
Для повышения эффективности энерго¬
установок сверхкритического давления на ор¬
ганическом топливе на модели прорабатыва¬
ются следующие вопросы.
оптимизация начальных и конечных пара¬
метров пара, использование более глубокого
вакуума;
оптимизация системы промперегрева с
учетом технико-экономических факторов (сто¬
имости топлива, трубопроводов и др.);
оптимизация схемы включения и типа тур¬
бопривода (противодавленческий или конден¬
сационный) ;
разработка проблемы скользящего давле¬
ния в деаэраторе;
вариация схем регенерации с учетом
отключения ПВД и ПНД, применения
контакта ых подогревателей, дренажной систе¬
мы ПНД и др.
В процессе выполнения и анализа схем
учитывалась вся гамма режимов, при которых
исследовались вышеперечисленные вариации
схем. Условно эти режимы могут быть разби¬
ты на оенрвные группы: гарантийные; номи¬
нальные с отборами сверх регенерации; пико¬
вые, пусковые.
В дальнейшем будем придерживаться при¬
нятого их обозначения [23, 33].
Каждая группа режимов характеризуется
следующими условиями
Гарантийные режимы рассчиты¬
ваются для работы турбины без дополнитель¬
ных отборов сверх регенерации, например без
отборов на бойлерную и испарительную уста¬
новки и др. Расчет этого режима необходим
для оценки экономичности турбины в гаран¬
тийных условиях, определения предельных
расходов пара через цилиндр низкого давле¬
ния и для расчета проточной части турбины
и трубопроводов.
Номинальные р е ж и м ы рассчиты¬
ваются для работы турбины с отборами сверх
регенерации на станционные нужды, тепло¬
фикацию (бойлерная установка), возмещение
потерь в цикле (испарительная установка),
сушку топлива, мазутное хозяйство, коллек¬
торы собственных нужд (4/1,3 МПа) и др.
Для этого режима при номинальной 100%-
ной мощности рассчитывается паровпуск тур¬
бины на максимальный расход свежего пара
^номС • проектируются теплообменные ап¬
параты и трубопроводы, выбираются раз¬
меры камер и патрубков отборов, перепуск¬
ных и ресиверных труб.
Пиковые режимы характеризуются
получением дополнительной (пиковой) мощ¬
ности (10% сверх номинальной) при отклю¬
чении подогревателей высокого давления,
частично отборов сверх регенерации, измене¬
нием начальных параметров пара либо ком¬
бинацией указанных способов. Проточная
часть турбины рассчитана на максимальные
потоки пара по отсекам с превышением номи¬
нальной мощности н,е более чем на 7—10%.
Технико-экономическая целесообразность пере¬
грузки, ее уровень и эксплуатационная возмож¬
ность исследованы ХТГЗ и ЦКТИ [28.33,34].

Пусковые режимы рассчитываются
ла основании графиков пуска и нагружения
турбины зля получения соответствующих па¬
раметров пара в камерах отборов и выхлопов
ЦВД ЦСД ЦНД и других характерных точ¬
ках проточной части п системы регенерации.
Расчеты пусковых и пиковых режимов ра¬
боты позволяют выявить слабые элементы
тѵрбоѵстаповкй, ограничивающие ее перегруз¬
ил' н маневренность, и модернизировать эти
узлы и детали в соответствии с режимными
требованиями энергосистем.
I 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБОУСТАНОВКИ
Головная турбоустановка К-300-240 смон¬
тирована па Приднепровской ГРЭС. К мо¬
менту выпуска головного ооразца турбины
К-300-240 в 1960 г ХТГЗ совместно с Харь¬
ковским отделением института «Теплоэлек-
тропроект» разработана тепловая схема и
компоновка турбоустановки. Применяемая в
настоящее время принципиальная теплотая
схема турбоустановки представлена на
рис, 1 2, а основные параметры —в табл 1.з
Основные характеристики турбоустанмки
К-300-240-2
Номинальная электрическая мощ¬
ность W*0M. МВт
Структурная схема турбины
Давление свежего пара р„, АІ.й
Температѵра свежего пара ?0. С
Давление паровпуека ЦВД р0.
МПа
Давление иромперегрева (после
ЦВД) Лаш. ч1Па
Давление после промперегрева (пе
ред блоками клапанов ЦСД)
Рига. МПа
Температура промперегрева гпп„ ь
Давление паровпуска ЦНД (двух-
поточного) ркл, МПа
Температура паровпуска ЦГЩ
Количество отборов пара
Структурная схема регенерации
Давление в деаэраторе МПа
Температура питательной воды
Давление в конденсаторе рк> «Па
Температура охлаждающей воды
(расчетная) fon. °C
Гарантийный удельный расход тен¬
та кДж/(кВт-ч)
ккаі/(кВт-ч)
300
ЦВД4-ЦСД4-ЦНД
23,5
560
565
225
9
6ПВД+Д-І-ЗПВД
0,69
275
3,43
Й
7658,6
1830*
* Удельный расход тепла (4^Р) определен при	* * * * * * * * * 565
«я *0/г „=540(540’0 9«Р= 7781.5КД>«/(КВТ ч)
Как видно из принципиальной тепловой
схемы, свежий пар с параметрами 23,5 МПа
и 540°С подводится к двум блокам парорас¬
пределения Д откуда по перепускным паро¬
проводам 2 десятью нитками направляется
на паровпуск ЦВД -урбнны. Огрm
пар с параметрами 4,0—4,2 МПа, 325 С из
выхлопа ЦВД поступает в промперегрсва-
тельный тракт котла 4, а затем пар с пара¬
метрами 3,6-3,8 МПа, 540 С поступает к
двум блокам клапанов промперегрева &.
После блоков клапанов пар направляется
в ЦСД, а из ЦСД две трети пара по ресн-
вервьш трубам с параметрами 0,25 МПа
192°С поступают на двухііоточныи ЦНД. а
одна треть пара в первый поток ЦНД, о ъ
единенный с ЦСД. Из трех потоков итого
давления пар поступает в поверхностный
Л	~			 Р, СОСТОЯЩИЙ из
і пучков. Номи-
конденсаторе 3,43
группу 7
давления пар поступает в
двухходовой конденсатор б,	гии
двух независимых трубных
нальный вакуум в конце
3.7 кПа. Из конденсатора через
конденсатных насосов I ступени 100/о і'ОН
денсата направляется через холодильники
эжекторной группы 9 на блочную обессоли -
Хю установку 8, затем через конденсатные
насосы II ступени (КН II) Ю конденсат по¬
ступает через клапан 11 регулятора уровня в
конденсаторе иа pereHepaTnnM*JieeTorpe|a-
ІМ”п”
в деаэратор 18 <0,68 МПа), а затем иа всасы¬
вающие патрубки бустерных "a“a™Jf- £
тановленных перед труним кктателмых “
сосов —главного с протаводавлентеским трт
бопрпводом 20 и пускорезервного с электро
П₽ пХ'Дпая вода от насосов с
32 0—34,0 МПа и температурой 165 С ^аі1рав
чяется на подогреватели высокого давлен
22—24 (ПВД №6—8), откуда с темігерату-
пой 275°С посту пает в котел
Р Турбоустаповка имеет разветвлепнуюси¬
стему регенерации, иа которую ияр' №>"а“
пз девяти нерегулируемых отборов ЦВД,
ЦСД и ЦНД. Параметры пара отборов в во
макальном режиме при /о/Йш—56./О6
пара (дренаж) из
ПВД, Оборудованных встроенными °“a»^
из ПВД № 6 В деаэратор, либо в ПНД
при пониженной мощности блока
ПНД,а^ь 4ИЗПНД № 3 =и охладитель дренажа
25 в ПНДЗа и до ПНД № 2, а оттуда че-
пез расшврптолышй бак 26 откачивается
Кіи ₽ насосами 27 в линию основного
(7O7oCs\
сливается через
12

=7Ы’Г/ч,рпп^,7МПа, tnn
13

Таблица
Параметры пара по регенеративным отборам ^омпаааьпый рама»)
Реіеиера- Из какого
•іивяые	циліікара
отборы отбор
I	ЦВД
II	ЦВД
За 9-й ступенью

Из холодных ниток промперегрева
ПВД № 8
ПВД Ке 7
III ЦСД
За -1-й ступенью
ПВД № 6
Турбопривод
Деаэратор
Из паровпускной полости 2-го и
токов
по-
ПНД № 5
ПНД № 4
ПНД № і
0,1 18(1,2)
0,054(0,55)
0,023(0.23)
22,0
10.1
19,0
ПНД №
ПНД № 2
ПНД № 1
При отключений ПВД и А'э” — 1<5° МВг’ * 460 С‘
Из выхлопа турбопривода ПН (ТПН).
	И
ной добавкой от расхода свежего пара хлмо
чищенной воды в конденсатор турбшъі а так_
же форсированной аварійной добавкой
300 г/ч химочшцепной воды также в коітден
“’с турбиной К-300-240 устанавливается ге¬
нератор ТГВ-300	(34) с возоуднтелем
БТн10пап3о5проводах отборов пара установле¬
на! обратные клапаны 36 с паропровода
дня предотвращения попадания потока пара
в проточную часть турбины при сброса» в
^Нормальный уровень дренажа в; ШД
подтержчвается регулирующими
37 установленными на линиях конденс т
r₽VSo°^^^
ляемымт?к основному оборудованию в схеме
предусмотрены дополнительные отборы пар ,
не Приводящие к снижению мощности тур
&ШОпыт просктнровапия и эксплуатации пер-
г
подача пара на установку сетевых ™™ева
тетей (основного 25 я пикового 30 иоилсров),
гшедназначенвую для снабжения горячей во¬
лей с температурой до 13СГС (обратная ио-
дачаСо“«шериурой 70”С) При этом теп¬
ловая пропзводптслвность бойлерной ус.анов
ки составляет 62,8 МДж/ч*
Для восполнения потерь K^e^anpeJy.
пя в цикле турбоустансвки (до 2 /о) преду
Йотрепа возможность включения одцокор-
тесного испарителя 32, вторичный пар кото
конденсатором вторичного “’Р1'™?"
Однако испарительные усіановки -
^фбоуттановка К-300-240 не нашли ши^окох о
ппименепия (выполнены на ряде 0^
300 МВт Приднепровской, Новочеркасской
ТрОйГвоеБей- серии турбоустаковас пре¬
дусмотрено восполнение потерь в цикле 2 л
конденсата греющего	«g”
охладителъ дренажа 31 поступает в Д
в конденсатор 6
І4

Таблица 1.5.
Типовые дополнительные отборы на станционные нужды ст конденсационной турбины К-ЗСО-З-Ю-Э
Холодный
Бойлерная
установка
И
Сѵшка
грев
топлива
Пиковая,
БП
Основная,
БО
Испари-
Деаэратор
ПХБ
хвмочишет-
НОЙ ВОДЫ
Расход чара D т/ч
Расход от DCT а/.
Давление р ЛІПа
Температура і “С
40
4,20
4.1
325
25
2,60
0,67
337
64-10
62,8 А
0 67
337
104-18
Дж/ч*
0,22
250
40
4—4,20
0,22
250
16,2
1,55
0,22
250
0,48
0,05
0,22
250
2,2
0,22
0,12
158
19
2
0,5
30
Hwvnjw.Biuac uivvi'di укааакы с учетом сохранен
голице указаны для номинального режима работы при Дс
К-300-2 <0 2. Результаты переоценки приведе¬
ны в табл. 1.5.
Дополнительные отборы пара привели к
•величению расхода свежего пара на турбину
до D®-’ —960 т/ч, что потребовало увели¬
чения паровпуска ЦВД и проверки прочности
проточной части турбины.
Дополнительные отборы могут незначи¬
тельно меняться, но практически все строя¬
щиеся электростанции, работающие по блоч¬
ной схеме турбина — прямоточный котел, вы¬
полняют указанные отборы. Отборы применя¬
ются в различной комбинации и требуют со¬
ответствующего расчета прочностного запаса
проточной части и цилиндров турбины в райо¬
не камер отборов, так как расходы через от¬
дельные отсеки увеличиваются на 8—10% по
сравнению с расходами при гарантийных ус-
товиях.
Если до модернизации дополнительные от¬
боры приводили к необходимости снижения
мощности блока или к уменьшению расчет¬
ных запасов агрегатов, то типизация этих
отборов, их учет в расчете схемы и турбины
приводят в соответствие требования заказчика
и изготовителя турбины.
Возможность отключения некоторых до¬
полнительных отборов в различные периоды
эксплуатации (исходя из конкретных усло¬
вий— времени года, системы водоснабжения,
типа топлива, требований энергосистем и др.)
позволяет повысить перегрузочные возможно¬
сти агрегата и его надежность, тем более что
при сооружении вторых очередей .электричес¬
ких станций мощностью 2400—3600 МВт рас¬
ходы пара в дополнительные отборы сущест¬
венно сократятся, что позволит на турбоагре¬
гатах 300 МВт получить до 5—8% пиковой
мощности сверх гарантийной с высокими эко¬
номическими показателями, т. е. на уровне
максимально гарантийного сежима при £>ст=
=927 т/ч.
На основании опыта и проведенной модер¬
низации турбины К-300-240 можно в полной,
мере типизировать режимы расчета схем
(представленные в табл. 1.6), которые пол¬
ностью закономерны для всех конденсацион¬
ных турбоагрегатов.
Для разработки конструкции турбины необходимо
выполнение около 35 вариантных типовых расчетов схем,
іакои ооъем работы при ручном методе расчета тре-
оует затрат времени и практически неосуществим в на¬
чальной стадаи проектирования
Применение метода математического моделироваия
позволяет исследовать указанные -в табл 1 6 режимы
вариантных расчетов тепловой схемы на ЭВМ в самом-
начале цикла проектирования и определить оптимальные
условия для создания надежной и экономической кон¬
струкции паровой турбниы, а также -всего комплекса
установки
Опыт широкого использования математической мо¬
дели турбоустановки -па стадии рабочего проекта приме¬
нен при модернизации турбины К-300-240 [33]. Гак, на¬
пример, с использованием математической модели допол¬
нительно исследованы.
режимы последовательного отключения ПВД в га¬
рантийных п номинальных условиях;
режимы изменения начальных параметров;
_п режимы комбинированной вариации отключения
ПВД и изменения начальных параметров;
режимы частичного отключения дополнительных
отооров;
режимы отключения части регенерации низкого дав¬
ления.
Анализ выполненных вариантных расчетов схемы по¬
казал, какие режимы являются определяющими для тен¬
тового и прочностного расчетов турбниы
Опыт работы блоков 300 МВт показал, что
часто приходится отключать регенеративные
аппараты по разным причинам' повышение
уровня при неплотностях в трубной системе,
колебания уровня при переключении подо¬
гревателей и др
Наиболее простой способ получения до¬
полнительной мощности от конденсационных
турбоагрегатов, широко применяемый и ре¬
комендуемый в отечественной и зарубежной,
практике [33, 34], — это оключение верхних
15

Таблица 1.6
Режимы расчета турбоустановки К.-30С-240
режа- j
Наименование режима
аченяс| Вариация исходных параметров |
Лимитируемые отсеки про¬
точной части
I
Гарантийный
гр
(1004-30) Лгэ, %
ЦНД

11
Ш
Гарантийный максимальный, ;ѴЭ = 317 МВт
ГМ
D^KC = (930^950) -ѵаг, т/ч
ЦНД
Номинальный (с дополнительными отборами)
нр
(1004-30) Na, У»
ЦВД (1—11-Я ступени)
ЦСД (1—5-я ступени)
IV
V
Гарантийный
(по техусло-
виям)
Изменение вакуума
Изменение А
2,7—10,0 кПа
5-я ступень лнзъ'Ч’О дав¬
ления
Дп„ ■= +0,5 МПа
4. = ±10 °C
Паровпуск ЦВД
ЦСД
Отключение регенера¬
ции (ПНД, ПВД)
ПВД, ПНД (различная комби¬
нация)
иковый
Гарантийный,	—
892 т/ч = const.
Номинальный,	—
— 914 т/ч = const
Максимальный ДнСг —
9304-950 т/т = const
яг
пн
Отключение ПВД (одного —
двѵх)
ЦСД
ДМ,ЯК = -'Ѵэ
Отключение ПВД
ЦСД
пгм
Отключение ПВД
ЦСД, ЦНД
Параметрический
пго
ЕЪ
.д
So 1
I1 1 II
Pfi
ЦВД
комплекса вспомогательного ооорудовашш.
Кроме того, требуется проведение испытании
ио электрической части (генератор, трансфер-
матор) и реконструкция котельного оборудо-
МТ настоящее время иа турбоустагювках
К-300-240 может быть реализовано IV /о »
регенеративных отборов ПВД при ^£>ст
— const. Особую актуальность приооретает
возможность использования турбипы как вра¬
щающегося резерва энергосистем цля компен¬
сации электрической мощности в случае вы¬
нужденного простоя оборудования (аварии-
НЬШрасчеты',1 проведенные на ЭВМ, показали
что на модернизированной турооустаяовк-
К-300-240-2 возможно получение пиковои
мощности 'ѴШГК=ЗЗО МВт, т. е. m
№01Л при поминальных условиях и ст
Дд10_^915 т/ч при отключении всех ПВД.
Указанная перегрузка (форсировка) ]рав_
ная 30 МВт, достижима в настоящее время
пои проведении ряда мероприятий.
Р Теоретически результаты «следовщ™
схем турбоѵстаіювок показали, что на блоке
300 МВт при снижении энтальпии питатьль_
ной воды. т. е. отключении всех ПВД в 5сло
виях максимального пропуска пара прп
£}мг =927 т/ч, возможно получение пере-
тѵчки 40—50 МВт (рис. 1-3).
Р~ Однако такая перегрузка требует,
тельной рекокструкшш как сои“5:1,я°^и
лпнлра турбпны (в основном ЦСД), так
=f(AN) Пе-границы последовательного oi¬
ks 8 ПВД № 8 и № 1: одной группы ПВД
Рис 13 Зависимость величины пиковой мощности
* ’ Д.ѴПкЕ от температуры питательной воды fnB-

Рис 1.4 Поправочные
кривые к удельному рас¬
ходу -сета (расчетные)
при /0=56(РС, /пп=565°С
в іарантпнном режиме
эффициекты при изменении
ннчальноіі теысератхры іэ.
тс мп ер ату ры пр с мперегрев а
*пп> начатыліго давления р.,
— попРаз0Ч«ЫЙ коэффи-
оѵХйК"м7₽бШЫ С№₽х «“пимо-гараитп-
руемои мощности, т. е. до Л’ШІК=330 МВт
, *Ь!И0ЛНение ваРиантных расчетов на ЭВМ
позволило исследовать ряд частных задач
возникающих в основном при рассмотрении’
переменных режимов работы- расчеты по¬
правочных кривых к удельному расходу тепла
при изменении начальной температуры' и дав¬
ленья пара, температуры и давления промпе¬
регрева, изменение вакуума (рис 1.4), опре-
« ПрСДелов пеРегР.У^ки турбоагрегата
1.4. СХЕМА КОНЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ТУРБИНЫ
Схема уплотнений турбины, показанная
на рис. 1 о», выполнена следующим образом:
из раздаточного коллектора 0 200 мм, (5)
пар после деаэратора через регулирующий
клапан^, поддерживающий давление ' 0,11 —
0,12 МПа при f=164°C, поступает в передние
и задние камеры уплотнений ЦВД (Л и пе¬
редние камеры ЦСД (2) и камеры ЦНД (5)
На коллекторе устанавливаются грузовые
предохранительные клапаны, предотвращаю¬
щие от повышения давления более 014

0,15 МПа
Часть уплотняющего пара по лабиринтам
перетекает в последние камеры ЦВД, ЦСД
и ЦНД, откуда паровоздушная смесь с пара¬
метрами 0,096 МПа и /=157°С отсасывается
в коллектор 6, а из коллектора по трубопро¬
* На рис 1 5 показана первоначальная схема уплот¬
нении.
2—1162
воду Dy 250 па эжектор уплотнений ЭУ-8м.
Эжектор выполнен двухступенчатым, что
обеспечивает при необходимости двойную
производительность по паровоздушной смеси.
В коллекторе 6 выполнен также отсос па¬
ровоздушной смеси «из соответствующих ка¬
мер уплотнений турбопривода питательного
насоса, блоков парораспределения свежего
пара и блоков клапанов промперегрева. Вы¬
бор диаметра коллектора 6 производится ис¬
ходя из минимальных гидравлических потерь
давления (Др=2,0^3,0 кПа), обеспечиваю¬
щих разрежение в камерах 0,096—0,097 МПа.
На ЦВД и ЦСД выполнены вакуумные
камеры т, из которых предусмотрен "отсос
пара в коллектор 7, а затем через шайбу ли¬
бо через ретуширующий клапан, поддержива¬
ющий давление «до себя» 80,0 кПа, пар на¬
правляется в VIII отбор турбины к ПИД ,Ц> 2.
Учитывая значительное сопротивление
(С=60) клапана конструкции БІ<3, при его
установке выполняют байпас с арматурой
А- 100/150 Температура в вакуумном кол-
370°СРе П°С"іе смешения всех потоков 340—
л сс^\гКаМер Ц-ВД паР с параметрами
0,65 МПа, і=350°С направляется через кол¬
лектор 8 0200 мм в ПНД № о В случае от¬
ключения ПНД № 5 из коллектора 8 пар мо¬
жет направляться но резервной линии в деа¬
эратор 0,69 МПа. Для предотвращения обрат¬
ного потока пара с /=164°С из деаэратора в
камеры с /=350® па коллекторе 8 установлен
обратный клапан.
Рис. 1.5. Схема уплотнений турбниы.
с —без разделенного коллектора 0 11 МПа; б —с разделенным
кхмлектчроы 0.11 МПа, подачей горячего пара на уплотненіи
і-олодаот0 паРа — на уплотнения ЦНД: 1—3 — ЦВД.
ЦСД. ЦНД, 4 — регулятор давления, 5 — коллектор 0.11 МПа
подачи пара. С —коллектор 0.096 МПа паровоздушной смеси
7 — коллектор 0,08 МПа к ПНД Кг 2; 8 —коллектор
МПа к деаэратору или ПНД К 5, 9 —коллектор сганцион
ныіі 1 2 МПа, 300—350Ю
fl

Дл„темая ‘
теиТ^слнтТз'адрсІшрованпем “'И<і№
₽В В этот же коллектор Рыволя’в'габ ”“в
Zp “и обросшего
клаХс"К“ ТЕ™™ых имер бм™
„пю ПОДИ, пара “XXX блоков кла-
КОИСтруіЛИВИЫМК «Хвоиоия-
панов промперегрева.	’ Р. . штока, т. е.
свободный Р«к '< в™2 ™ сервомоторов,
возможно ;°™Дза“ срам ѵплотн,ений потока, в
проходящей "О зазорам ,выполняемое в
коллектор 8- Поэт™ Р^.. ШТОІІОВ ыа.
коллектор й включена	с время вы-
панов промперегрева подачи пара на
йолнястся в трубопровод■	_ я проду'В-
эжекторы, пз РО«Х 0нХса?ор”уРб»«ы-
ка через дренажи » J 0 65 МПа нз ка-
Отвод пара давленпе непосрдавеяяо в
меры п ЦУп7 нтбопа ДО обратного клапана,
”85“камеры с ЦВД в^ароЖ > °вбора
до обратного клапана	кторов и линий
Все «ДО точки коляекрьРуПлотпспий
подачи и отвода пара>	нпзкого давления
через коллектор> ДРен^	турбины либо в :
дренируются в конденсатор
стояннй^яв.іяется	температурный	уровепь	ціо
.„шаров высокого "ДХХбнрпнтомх) уп-
нароапУ™ о\“у2татам испвітанпй на ряде
лотнении- но p-^y.j	/.«пега нагрузки и
3aeKTp^a™^=iP<SXZ су-
пуска из гор,.-ею с	пачность «верх —
ственно к камерам У^Х^^^ЯДрот.
SSX’LSSZ^ac.nnpeHHH но-
тока высокого давления. гпаяиент темпе-
Испытания показалі	после сбро-
ратур возникает чер	захолаживания
=~х^=^е=
’2“о Sai ^то еХспяетея особенностями
"ZSipa)'n“Z”c™
Zp— тракта аромперогревао
Давление па “^““pZ^npeZperpeBa-
мулнрованного в шг.ш ДРпдаи^ваіот
теле пара не п д >	течение 10—
ния, ниже 0Д^°- °?ЯХ в начальный
20 мин, тем самым “Р“”яюшего „ара в цн-
период попаданию „ >- ІІНД в этих ре-
■™ЛР-	“«как в №р-
Х“ыХ« Уп»—8 вар Мр№
“jSSTiSS»
вывод, что в Рея'™тоянияОодн№₽из важней-
ка из зрячего состояния од	ще дапе_
ішіх мероприятии *®ЛЯ^_Я ' скнъіх частей
ратурного градиента, -Р1отнений. для чего
ЦСД в зоне хоиіевых У^— 'холМного
необходимо исключи	„г горячий
уплотняющего пара (t-^Ч
іщлиндр-	пяппачт-’ые расчеты схемы
Выполненные оБДРиа^Ь паРход холодного
і Унлотнепіш показа. , Д камеру „ в м0.
пара	Увеличивается по срав-
мент сбР“а “сом нрп „омгиальном режиме
пению со сбросом прн	бодае в зави.
работы турбины в 2 3 р	Б коние-
симости ОТ разработанн	асчетных до
вых уплотнениях (■	’стся протечка хо-
1,5 мм) При г*™	_ 0'65 АШа и паровяу
лодного пара в камеру ѵ,
““SZZSZna	ZS
уплотнений с Р°““е“”%„да^	ЦВД и
пара на две части *** * ах кз цеостывшс-
цСД пар полаа«”пХ-" от подартннего не¬
го іі горячего состоянии ™	2 МПа.
ЖЖЖияШ^Р^а-
ках К-300-240	основашш опыта
Повышенная вдвое	ь эжеКтора
эксплуатации проичв л 1оЛ?кпа обеспечи-
уплотнений в полной ^ ■ Р ‘ ва паровоз
U отсос нсоб»^ “^Хпий5
чушнон СМССП из коннев 1	,орячс
в современных ^x^cwhbkk^i р^
го лара для подачи ® Ош бб-ьедшіяющш
сося б»"и"°ш’™оХТпРо™еР«Р“а Ц'11
трубопроводы Х““ пол держнваются пара
бс,агрегатов в готор
метры 1,0—1,2 іѵцій.
13

Рис 16 Схема нагрева и подачи пара на
уплотнения турбипы
При наличии первых очередей элек¬
тростанции создается общестанцион¬
ная перемычка с температурой до
33? —370°С, которая является опти¬
мальной с точки зрения работы уплот¬
нений в переменных режимах.
Опыт эксплуатации и результаты
испытаний ВТИ, ОРГРЭС, ХТГЗ в
Приднепровской ГРЭС, где проводи¬
лась подача уплотняющего пара с тем¬
пературой 350°С, показали эффектив¬
ность такого решения для воздействия
на относительные удлинения роторов,
для обеспечения надежных пусков из’горяче¬
го и неостывшего состояния.
По расчетным данным схема с раздельным коллек¬
тором эффективна и позволяет снизит:, температурную
разность по цилиндру среднего давления до 50—70°С
при сбросах нагрузки и простоях -урбиніл продолжи¬
тельностью 3—8 ч с последующим горячим пуском.
Для вновь сооружаемых электростанций вопрос об
источнике горячего лара для первых дзух-трех блоков
(пока отсутствует общёстанциониый коллектор холодно¬
го иромперегрева) требует специально-© рассмотрения,
так лак параметры -пара, получаемого от пусковой ко-
течьнон довольно низкие (р=0,9-Ы,0 МПа; /=200-s-
220сС) и практически вызывают те же температурные
деформации, что и пар из деаэратора 0,69 МПа
Если учесть, что при цросселвроваяии до 0 11 МПа
температура пара снижается примерно па 10’С, то на
“Расчески поступает пар с температурой
1J0 С что недопустимо в .указанных режимах
Из ряде электростанций применялся в качестве го¬
рячего источника свежий пар, дросселируемый и охлаж¬
даемый в РОУ Но эго решение счожпо и ® эксплуата¬
ции от него Отказались, тем более что после ос-апова
н? ® *9 4 свежего пара может де быть, а организация
оощсстапшюмного коллектора ненадежна Подмешива¬
ние пара от штоков клапанов паровпуска. применяемое
на Черепстской ГРЭС, целесообразно в режимах сброса
иагрузк і но по может быть ислользопаио при пусках и
наборе вакуума
Наиболее радикальным решением являет¬
ся дополнительный подогрев пара, подавае¬
мого на уплотнения, в специальном электро¬
подогревателе (ЭП). Однако промышлен¬
ность серийных электронагревательных уста¬
новок необходимой производительности прак¬
тически не выпускает. Так, для турбины
К-300-240 мощность электронагревателя со¬
ставляет около 180—360 кВг при различных
вариантах включения в схему уплотнений (с
учетом зазоров 6=0,7—1,5 мм).
Предлагаемые электро іодогреватеяи обладают ря¬
дом серьезных технических п эксплуатационных недо¬
статков и требуют основательной конструктивной пере¬
работки и эксплуатационной проверки, -которую они про¬
ходят сейчас на ряде ГРЭС
б)
Расчеты схемы с установкой электронагревателя по*-
казали, что наиболее оптимальное место его установки
на подаче пара в камеру п с давлением 0 65—01 МПа
(рис. 1.6л) Это дает возможность применять тот же
Принцип работы схемы уплотнений в псремечиых режи¬
мах, что и при полной нагрузке трубзны сохранив иден¬
тичными условия ее эксплуатации (в камере ѣ дав тение
0,6о МПа и /=520°С). При этом не требуется проведе¬
ния реконструкции уплощении и замены материалов
усиков и обойм. Каждый участок -концевых уптотнений
находится в тех же температурных режимах, что и при
работающей турбине
Характеристика электронагревателя ття установки
в схеме уплотнений тѵрбяпы К-300-240 приведена
в табл. 1.7 Нагревательные нити элекгооиагревателя
изготовляются пз стати Х20Н80Н
„ Особое внимание при разработке электронагревате¬
лей необходимо обратить на следующие вопросы
1. Безопасность эксплуатации в случае аварийного
нарушения одной из фаз электрической цент.
2 Надежность нагревательного элемента п его ачти-
корроачоішая стойкость.
3.	Надежность конструкции вывода токоподввдяще-
го стержня в паровом пространстве с обеспечением не¬
сводимой ПТОТН0С11 по пару (дажшк пара р=0,7-ь
4.	Малая ииерцпо.чность (2—3 мин)
5.	Разработка схемы автоматических блокировок
при вкакыелти в работу. С установкой электронагрева¬
телей связан вопрос создания надежных обратных ■< та-
панов на параметры р=1,6 МПа и /=52ОСС и быстро
ходных запорных затвижск
Таблица 17
Характеристика элекуропгдогревателя
Найме) юпаііііе*
Be.ws.wa
Производительность G, т/ч
1 5—2 0
Давление р, МПа
0.65—0,70
Температура на входе /их, °C
160—300
Температура на выходе /ВЫІ. °C
500—520
Время выхода на рабочие парапет-
3.—5
ры т, мин
Мощность А'зя кВт
180—360
Диаметр нитки нагрева d, мм
6—7
19

В настоящее время заводом рекомендует¬
ся схема нагрева пара от пусковом котельном
в вихрах трубах 158], работающих попр№
шшу использования энергии заторможенного
потока пара	_ „
Эффект нагрева рабочей среды в вихревом
трѵбе весьма скромен, однако позволяет полу¬
чить на двух ступенях пар с параметрами Л-
==300^350°С при исходном паре из пусковой
котельной /=190°С.	..
Компоновка и изготовление вихревои тру¬
бы для турбоагрегатов К-300-240 не представ¬
ляет затруднений и в настоящее время выпол¬
нена па Змиевской и Ладыжинской ГРЭС.
Ниже кратко приведены результаты испыта¬
ний вихревой трубы в системе уплотнении Ла¬
дыжинской ГРЭС.
Температурное разделение потока пара іна'
ѵплотиениях турбины реализуется в вихревых трумх
/НТІ Мссіедовавия вихревой трубы на перегретом во
£5м SПроведены Ши‘ Т.581- Пркицшшадьная
Давление в коллекторе холодного
промперегрева	?“ чпп WC
Температура источника пара .	- ‘и зии—био с,
Давление пара в «холодном» по-
токе (сбросная линия) ... Реб 0,06-0,01 МПа
С ѵчетом ѵьазавиых исходных данных получепы
следующие геометрические xaPSKT®P«™.^^^j
бы для .работы-в системе уплотнении турбины K-300-24U
Ладыжинской ГРЭС-
ж = 55 мм. тід = 1Ю мм: D=250 мм, Г=4200 мм
Для возможности .получения различного гффокта и
,рѵЬ,
ху™» ₽г™МПа,>-
_3«’С. щ-0,12 МПа, l.-isnc, , . М->*С .
2 При обеспечении параметров	7И%Р%Г
=250сС 1-тя Gr=3 т/ч следует ожидать А— оЫГО,
С Сщііесізенным является правильный выбор *®а“ет'
оз п трассировки обшеетанционпого ,ьо-“ора
1 3 МПа/?50°С при соблюдении минимального уровня
(трь а4І™ » «о W «“»«”
TPY Проведен,™ реет, эффекте от »««““” “X
вой тр'ѵСы в опт яшн Г®"""™, 2»	™.
называют что годовая экономия Э6Л ла один блок со
стазляет ’свыше 35 тыс. руб, расчет выполнен по фор-
э^эт+э.-р^,	(11)
гтг Я™—экономия от сокращения -времени простоя
блока при пусках из горячего и нсостывпіего состояпмй,
Э-с — экономия топлива от сокращения временя пу . ,
пп - нормативный коэффициент окупаемости калитал-
юге ті-іожений в энергеп^е; Д1г — дополнительные кипя
талгЛге затраты па изі отовленне и установку вихревой
трубы
Таким образом, учитывая режимные тре¬
бования энергосистем для повышения манев¬
ренности блоков 300 МВт в режимах пуска
после останова на 8—24 ч или сброса нагруз¬
ки, можно рекомендовать как повое реше-
НК<?а) разделение коллектора подачи пара на
две части для пропуска горячих потоков к
Периферийная горячая
рическвх харадте
Пар с давлс
при дросселировании от
к Центральная часть
температура холодного и
а горячего потока tr выше,
ношения между
тивных фактороі
тах ЦКТИ
Основными >
ле подробно исследованы в рабо-
истичсскима показа гелями вихре¬
вой трусы являю Id
доля горячего потока и—.
степень понижения давления fc—рі/рг.
отношение давления потоков k-fWpri
температурные эффекты потоков Atr.^x
Указанные характеристики получены ХИ о и цмп
Гтпкя включения иіхревои трубы в систему і-онш
»„	ТУ?»»™»»»	“
Р,,С дГ'лфектдаЬ («fen. «ИЙ ТП<’“
ч„6в. ~ 4» «*■“ ІІГГІЙЛ..™
дмло критическое етысь А ■	£ g ЖІ10
KSSbЖ-SS^ S=«™. ™ го.перж
ноьазатсли-
Температура металла в районе
горячих уплотнений после соро-
са° патрузхи или перед пуском
из горячего состояния .
Давление в коллекторе уплотне-
Раскод пара на уплотнения ЦВД,
Давление горячего пара -	• fг
Температура горячего пара -	• «■
ру 0,12 МПа
Рис. 17. Принцип дальная схема вихревой тр’.бы
20

камерам ЦВД и ЦСД, а потоков нз деаэрато¬
ра — к камерам ЦНД;
б) установку в системе уплотнений вихре¬
вой трубы, обеспечивающей температуру пара
в камерах уплотнений ^=300—350°С.
Кроме того, необходимо совершенствова¬
ние конструкции электроподогр ев атсля для
возможного использования в системе уплот¬
нений турбины и проведение эксплуатацион¬
ных испытаний для оптимизации его включе¬
ния в схему.
1.5. СХЕМА ПИТАНИЯ ГИДРОПРИВОДОВ
ОБРАТНЫХ КЛАПАНОВ
На трубопроводах для отборов пара к
ПВД, ПНД, сетевым подогревателям, турбо¬
приводам питательных насосов устанавлива¬
ются обратные клапаны с гидроприводом,
предназначенные для предотвращения воз¬
можного обратного потока пара в турбину
при частичных или полных сбросах электри¬
ческой нагрузки Обратные клапаны устанав¬
ливаются в непосредственной близости от
турбины, что приводит к уменьшению «вред¬
ных» объемов пара и тем самым к снижению
«заброса» частоты вращения ротора турбоаг¬
регата.
Конструкция клапана (рис. 1.8) преду¬
сматривает их закрытие обратным потоком
пара с принудительной посадкой тарелки / на
седло 2 клапана под воздействием штока 3
гидропривода 4 на рычажный механизм.
Обратные, клапаны выполняются двух ти¬
пов. подъемные и поворотные.
Поворотные клапаны обладают меньшим
гидравлическим сопротивлением, чем подъем¬
ные, однако имеют большие габариты и ус¬
танавливаются на трубопроводах начиная с
диаметров 400 мм и более
Клапаны диаметром 600 1000 мм соеди¬
няются с трубопроводом при помощи фланце¬
вых соединений, а на корпусе имеют опорные
лапы для дополнительного крепления к плен
щадкам обслуживания.
На последних установках от крепления
чап к площадкам отказались из-за появления
больших горизонтальных усилий в трубопро¬
водах.
Принудительное закрытие обратных кла¬
панов, как показал опыт эксплуатации, необ¬
ходимо для повышения надежности защиты
тѵрбины от разгона, так как при работе энер¬
гоблока под нагрузкой обратный клапан
длительный период времени, исчисляемый ме¬
сяцами, находится в открытом положении и
его закрытие только под воздействием обрат¬
ного потока пара может но произойти из-за
возможных механических заеданий или при¬
кипания ходовой части и тарелкп. Для исклю-
ГіоЗёод cumSoeo
конвенсагг.а
Отбод дренажа попа
Рис. 1.8. Обратный клапан (поворотный) с гидроприво¬
дом (КОС).
чения этого обратные клапаны выполняются
с принудительной посадкой тарелки посред¬
ством гидропривода, на который поступает
конденсат после конденсатных насосов вто¬
рой ступени.
Схема подачи конденсата включает в себя
фильтры, соленоидные импульсные клапаны,
ограничительную шайбу и раздаточный кол¬
лектор. Диаметры трубопроводов выбирают¬
ся таким образом, чтобы давление в над¬
поршневом пространстве гидропривода было
не ниже 0,6—0,8 МПа при открытии солено¬
идного клапана
Диаметр ограничительной шайбы рассчитан на сум¬
марный расход конденсата через демпферный канал
в поршне всех гидропрпводаых обратных клапаноз при
небольшом избыточном давлении, что обеспечивает за¬
полнение падпоршне.вого дространства и прогой конден¬
сата в елнвпой коллектор, і. е. быстродействие работы
При сбросах нагрузки по «мпѵльсу от регулирую¬
щих и стонорпых клапанов турбины подается команда
иа открытке солекоп тпых клапанов Это приводит к рез¬
кому увеличению расхода конденсата в раздаточный
коллектор, повышению в нем дав черня и, следовательно,
к перемещению сервомотора гидропривода, принѵди-
ТС.ЛЫЮ закрывающему обратный клапан
О.іыг эксплуатации показал, что, несмотря
па наличие гидропривода, необходимо не реже
одного раза в месяц проводить расхаживание
механизма обраіного клапана для обеспече-
21

Рис 19 Чодернизировгнная схема питания гидропри¬
водов кос.
пия его падежной работы. Между тем на
эксплуатируемых схемах открытие импульс¬
ных клапанов может привести к закрытию
обратных клапанов на всех регенеративных
отборах ПВД и ПНД, что недопустимо при
полной нагрузке турбины по условиям проч¬
ности проточной части.
Учитывая это, в соответствии с инструкци¬
ей завода расхаживапие системы обратных
клапанов проводят при пониженной нагрузке,
т. е при снижении мощности турбины с
300 МВт до 150—170 МВт, что связано с. энер¬
гетическими потерями.
ХТГЗ предложена модернизированная схе¬
ма питания гидроприводов обратных клапанов,
обеспечивающая индивидуальное расхажива¬
ние каждого обратною клапана в отдельности
при номинальной мощности турбины путем
подачи конденсата через специальный шари¬
ковый двухходовой клапан. Эта схема внедре¬
на па ряде электростанций
Ла рис 19 доказана модернизированная схема си¬
стемы питания гидроприводов обратных клапанов При
необходимости расхаживания обратного клапана /,
ѵста ювленного на регенеративном отборе 9, раоотаю-
шей при 100%-ной nat ручке паровой турбины 8 закры¬
вается задвижка ІО и открывается веяти іъ Id коллек¬
тора 12 автономной подачи конденсата иа гидропри¬
вод расхаживаемого обратного -клапана через фи іьтр 2
после конденсатного насоса 1.
Конденсат из коллектора 12 с давлением, несколько
большим, чем после .раздаточного коллектора 5 (так как
байпасируется соленоидный клапан 4 и шайба 3), пере¬
дав ілвает іпаопк двухходового клапана 14, расположен¬
ного иа вертикальном участке силового трубопрозода, и
поступает в надпоршневую полость гидропривода 6,
принудительно перемещая шток н закрывая клапан
Конденсат из гидропривода направляется в сливкои
коллектор через гидрозатвор, обеспечивающий заполне¬
ние конденсатом сервомотора- При этом в -разпаточном
коллекторе 5 сохраняются расчетные параметры конден¬
сата для нормального функционирования оста іькои ча
стн схемы
При отсутствии па электростанции двухходового
клапана 14 на линии к обратному клапану от раздаточ¬
ного коллектора должен быгь установлен вентиль, ко¬
торый на период расхаживания закрывается при откры¬
тий вентиля 13, однако эта схема несколько менее на¬
дежна и требует -контроля за действиями -персонала
Внедрение схемы индивидуального расха¬
живания па турбоустановках К-300-240 при¬
водит к экономии электроэнергии по сравне¬
нию с ежемесячным расхаживанием путем
50%-ной разгрузки, что в стоимостном выра¬
жении составляет свыше 10 000 руб/год на
один энергоблок.
Глава вторая
КОМПОНОВКА ТУРБОУСТАНОВКИ
2.1.	ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ компоновки
ТУРБОУСТАНОВКИ
При создании турбин единичной мощно¬
стью 300 МВт исходили из того, что^этот тип
турбин будет выпускаться крупной серией,
соответственно и электростанции должны
сооружаться по типовым проектам, что обес¬
печит снижение их удельной стоимости и ма¬
нима тьньте сроки сооружения.
В связи с этим компоновку машинного за¬
ла с турбинами К-300-240 завод выполнял
совместно с институтом «Тсплоэлектропроект»,
ориентируясь на создание типового решения,
в основу которого закладывались следующие
принципиальные по южения.
22
1.	Турбина К-300-240 ХТГЗ с іенератором
ТГВ-300 завода «Электротяжмаш» скомпоно¬
вана поперек машинного зала, с габаритами
ячейки 45 м—(пролет) Х48 м—(ширина),
равными примерно по ширине ячейке котла.
При продольном размещении турбин в ма¬
шинном зале такого соответствия практически
добиться невозможно, что приводит к удоро¬
жанию строительной части главного корпуса
электростанции.
2.	Аппараты регенеративной системы име¬
ют двустороннее размещение: ПВД — справа,
ПНД —слева, если смотреть со стороны
турбины на іенератор. Подогреватели макси¬
мально приближены к турбине, т. е. ПВД
находится вблизи ЦВД, ПНД у ЦНД, сокра-
тцая тем самым длину паропроводов и снижая
гидравлические потери в них. Поскольку си¬
стема главных паропроводов симметрична
относительно осн турбины, достигается равен¬
ство реакций от паропроводов свежего пара
и промперегрева как на цилиндры турбины,
так и ла блоки парораспределения. Кроме
того, поперечное размещение турбины по
сравнению с продольным сокращает длину'
главных паропроводов на 10—15 %, что при¬
водит к экономии легированных труб. План
размещения оборудования машинного зала
с турбиной І\-300-240 показан па рис. 2 1.
Совершенствование компоновочных реше¬
ний турбин К-300-240 проводилось в 1860 —
19/0 гг в следующих основных направлениях
1.	Использование, макетного метода проек¬
тирования, который позволяет путем создания
объемных и плоскостных масштабных маке¬
тов значительно сократить цикл разработки,
повысить качество технической документации
и облегчить условия монтажа [36].
2 Повышение ремонтопригодности турбо-
установки, которое достигается за счет тща¬
тельного выбора ремонтных площадей машин¬
ного зала (путем раскладки узлов оборудова¬
ния), средств большой и малой механизации
(крановое хозяйство, грузоподъемные меха¬
низмы и др.), улучшения компоновочных
решений.
3.	Укрупнение и модернизация вспомога¬
тельного оборудования турбоустановки. Это
направление реализовано па турбоустаиовках
К-300-240. Так, на ряде ГРЭС, например,
эксплуатируются ПВД по однониточной схе¬
ме, ПНД с трубной системой из нержавеющей
стали, блочные обессоливающие установки
[28, 30] с двумя группами фильтров (ФПЦ —
целлюлозными намывными и ФСД — смешан¬
ного действия),укрупненная арматура и глав¬
ные паропроводы.
4	Тщательная увязка па стадии разработ¬
ки компоновочных решений по технологиче¬
ской, строительной и электротехнической
части машинного зала. В частности, повышена
пожаробезопасность турбоустановок благода¬
ря подробной проработке размещения щитов
и сборок задвижек, трассировке _ кабельных
'/расе, шинопроводов, токопроводов генерато¬
ра, удалению централизованного маслохозяй-
ства в зону, где отсутствуют высокие темпера¬
туры, и др.
5	Совершенствование конструктивных эле¬
ментов трубопроводов благодаря внедрению
крутозагнутых колен и отводов с укороченным
радиусом гиба, разработке надежных спосо¬
бов крепления (опор и подвесок) трубопрово¬
дов, стандартизации и нормализации деталей
и элементов трубопроводов на высокие, сред¬
ние и пониженные параметры
Рпс. 2.1. План компоновки машинного зала.
В процессе совершенствования турбоуста¬
новки К-300-240 было разработано несколько
основных вариантов компоновок, а именно:
компоновка для ГРЭС-1200 (1959 г.);
компоновка для ГРЭС-2400 (1966 г.);
компоновка с одно- и двухступенчатым
байпасированием турбины для универсаль¬
ной ГРЭС;
компоновка с укрупненным оборудованием
и моноблочной пусковой схемой (1969 г.).
2.2.	КОМПОНОВКА ТУРБОУСТАНОВКИ К-300-240-2
С УКРУПНЕННЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ
Как отмечалось в § 2.1, турбина К-300-240-2
скомпонована поперек машинного зала с га¬
баритами ячейки 45 м (пролет) Х48 м (шири¬
на), расстояние ог оси ЦНД до оси колонн
ряда Б равпо 20 350 мм (рис 2.2) При этом
минимально допустимый зазор между фунда¬
ментами турбины и колоннами составляет
100 мм
Принятое размещение обеспечивает выем¬
ку ротора генератора * внутри помещения
машинного зала. В машинном зале предусмот¬
рен сквозной железнодорожный проезд 15,
который демонтируется после пуска агрегатов
электростанции из-за ограничения жслезнодо-
* Тип каждого вида оборудования энергоблока
с турбиной К-300 2-т0-2 имещт в табч 1 2

рожяого габарита 24 (3300x 3500 мм) в рай¬
оне фундамента под генератором.
Турбина и генератор установлены иа
фундаменте из сборного железобетона с опе¬
ративной отметкой обслуживания 9,6 м Вы¬
сота подвального помещения 3600 мм (отмет¬
ка подвала —3,0 м).
Турбоустановка обслуживается двумя мос¬
товыми кранами 4 грузоподъемностью 125/20 т
24
на пролете 42,5 м. Большой крюк крапа обес¬
печивает съем и установку всех массивных
грузов: ЦВД — 90 т, ЦСД и первый поток
ЦНД в сборе — около 70 т, нижняя и верхняя
потовины ЦНД (2-й и 3-й потоки) —55
и 44 т л др.
Транспортировка статора генератора вы¬
полняется двумя спаренными кранами с уче¬
том их перегрузки на 5 — 7 %, так как масса
статора составляет около 266 т Масса ротора
генератора составляет 56 т. При этом макси¬
мальное удаление груза не должно составлять
более 14 м от оси колони ряда 4.
Отметка подкранового пути 20,2 м, что
позволяет перемещать узлы основного п вспо¬
могательного оборудования над отметкой
обслуживания 9,6 м к ремонтным площадкам.
Минимальное расстояние подъема ьрюка кра¬
па от отметки 9,6 м но условиям демонтажа
верхних половин корпуса ЦНД составляет
9250 мм
В пределах турбоустановки предусмотрена
ремонтная зона ІО площадью 130—150 м2,
наличие которой позволяет сократить ремонт¬
ные площади главного корпуса ГРЭС.
В пределах ячейки турбоустановки нахо¬
дится также помещение электрического рас¬
предели! ельного устройства собственных нужд,
(РУСН) 21. примыкающее к колоннам ря¬
да А По высоте РУСН занимает пространст¬
во от отметки —3,0 м до 9,6 м и закрыто-
сверху железобетонным перекрытием Для
питания электродвигателей блока, блочного
(БЩУ) и местного (МЩ) щитов управления 14
от РУСН к котельному помещению проло¬
жены три кабельные трассы с габаритами
1800X1800 мм. Все трассы закрыты строи¬
тельными конструкциями для обеспечения
пожарпой безопасности. Токопроводы 22 гене¬
ратора проходят внутри рамы фундамента
через РУСН и фасадную степу здания.
Укрупненные подогреватели высокого дав¬
ления (ПВД) 6 установлены у колонн ряда Б-
на отметке —0,6 м. Высота ПВД, изготавли¬
ваемых ТКЗ, такова, что подъем аппарата
над отметкой 9,6 м в собранном виде возмож¬
но выполнять только в наклонном положении,,
поэтому вх установка производится до монта¬
жа площадки на отметке 9,6 м.
Съем корпуса ПВД осуществляется боль¬
шим крюком мостового крана над отметкой
обслуживания. По сравнению с ранее приме¬
няемыми ПВД в две нитки плошадь, занима¬
емая укрупненными ПВД, составляв г 70 м2
вместо 110 м2
Подогреватели низкого давления 5 скомпо¬
нованы параллельно оси турбины с минималь¬
но возможной из условий самокомпенсации
длиной паропроводов регенеративных отборов.
Такое размещение позволяет обеспечить гид¬
равлические потери в паропроводах согласно
заложенному в расчетной тепловой схеме
уровню Ар ПНД лапами опираются на отмет¬
ку 6,6 м и полностью размещаются под опера¬
тивной отметкой обслуживания.
Питательная установка состоит пз трех
отдельно стоящих на отметке 0,6 м бустерных
насосов //, главного питательного насоса
(ТПН) с противодавлснческим турбоприво¬
дом 7 п пускорезервного питательного элек¬
тронасоса 8. ТПП максимально близко раз¬
мещен к турбине.
Отметка обслуживания насосов принята
6.6 м, что позволяет .в -районе фундаментов
насосов разместить трубопроводы и их вспо¬
могательное оборудование Патрубки пита¬
тельных насосов 'направлены вниз, что улуч¬
шает компоновку и позволяет обслуживать
кранами насосные агрегаты без выполнения
каких-либо дополнительных демонтажных ра¬
бот, как это производилось иа первых агре¬
гатах, где гирлянды питательных трубопрово¬
дов -нависали піад ТПН и ПЭН.
Моноблочная схема позволила укрупнить
главные трубопроводы турбоустановки '[33] и
применить
две нитки ’паропроводов свежего пара
0 325X60 мм из стали 12Х1МФ в-место че¬
тырех ниток 0 245x45 мм;
две ®итки паропроводов горячего пром¬
перегрева 0 630X25 мм из стали 12X1 МФ
вместо четырех ниток 0 426X17 мм;
одну нитку трубопровода питательной во¬
ды 0 377X45 мм из стали 20 в пределах
ПВД. При этом некоторое увеличение ско¬
рости питательной воды (др 4 м/с) компенси¬
руется снижением гидравлического сопротив¬
ления в тракте за счет уменьшения -количе¬
ства арматуры, крутых поворотов и литых ко¬
лен После ПВД экономически целесообраз¬
но использовать сортамент труб 0 426x56 мм
из стали 20.
В схеме моноблока .при всех нагрузках
задействованы все трубопроводы -свежего па¬
ра и иромперегрева и их сопротивление изме¬
няется ■пропорциопалыю расходу -пара ® от¬
личие от схемы дубль-блока, когда работает
один корпус котла и используются трубопро¬
воды только работающего корпуса.
На рис 2.3 показано выполнение сброса
пара .после БРОУ-1 и от растопочною расши¬
рителя 20 МПа (5) по центру в перемычку
Пу 500 (4), после которой пар по двум нит¬
кам 0 426X14 направляется к двум приемно¬
сбросным устройствам ПСУ (7) 'конденсато¬
ра 8. Перемычка Dy 500 расположена в райо¬
не .колонн ряда Б в бункерном отделении па
отметке не ниже 6,0 м, что обеспечивает вы¬
полнение трассы сброса с постоянным укло¬
ном (бед «мешков») к ПСУ И исключает поз-
Рис 2.3. Схема сброса пара после БРОУ в конденсатор.
можность гидроудара в трубопроводе. Сброс
воды из ’растопочного расширителя выполня¬
ется в нижнее приемное устройство конден¬
сатора
В пределах турбоустановки над железно¬
дорожным проездом на отметке 6,6 м ском¬
понована блочная обессоливающая установ¬
ка БОУ (20), рассчитанная та пропуск 100%
турбинного конденсата (см рис. 2.2)
Размещение фильтров намывных целлю¬
лозных (ФНЦ) и смешанного действия (ФСД)
предусматривается на специальной площадке
над железнодорожным .проездом таким обра¬
зом, чтобы -не перекрывать вспомогательного
оборудования турбины и генератора.
Для обезжелезивания конденсата блока используют¬
ся три фильтра (ФНЦ) Dy 2000 с площадью фильтра¬
ции 30 ма п проектной производительностью 300 т/ч
каждый. Обессоливание и обескремнивание конденсата
осуществляются в трех фильтрах смешанного действия
(ФСД) Dy 2000 с выносной регенерацией при проектной
скорости фильтрации до 100 м/с. Фильтры каждой груп¬
пы включены параллельно, а группы фильтров между
собой — поетедовате іьно Предусмотрена возможность
расширения каждой группы БОУ до четырех фильтров.
Общей аиционьос оборудование БОУ (насосы реа¬
гентное оборудование и т п.) размещено в бункерно¬
деаэраторном отделении либо s дополнительном" пролете
машинного зала
Возможен вариант компоновки фитьтров БОУ в два
этажа у степы, занимающий минимальную площадь,
однако от него отказались из-за появления двух отме¬
ток обслуживания и нарушения интерьера оперативной
отметки 9,6 ы, над которой фильтры значительно бы зы-
’'-ѵиалз
Зайас по пропускной способности БОУ (по четыре
фильтра в группе) не. явтяетси излишним в спязи с не¬
обходимостью поддержания чистоты фильтров на рас¬
четном уровне, ютыми словами, их нужно достаточно
часто выводить на восстановление. При этом оптималь¬
ной является скорость фильтрации 50—60 м/с, при ко¬
торой практически отсутствует вынос в систему регули¬
рования, работающую па конденсате, фильтрующих ма¬
териалов Кроме того, возможность работы бтоков

jqO МВт в перегрузочном режиме при отключении ПВД
_ к Увеличению -расхода пара в конденсатор до
■600 т/ч и требует соответствующего подключения до¬
полнительных фильтрующих емкостей.
В районе ПИД и БОУ устанавливаются
насосные группы (см. рис. 2.2), обслуживае¬
мые мостовыя краном машинного зала, кон¬
денсатные -насосы I ступени (КН1) //, ков-
денсатные насосы П ступени (І\НІІ) /У,
сливные -насосы ПНД (ДН) 18. Насосы вер¬
тикального типа установлены на специальных
площадках в иодвалнном помещении. В этом
же районе на отметке 0,6 м размещаются
насосы системы регулирования турбины
(НТР) 18, •обеспечивающие циркуляцию кон¬
денсата -в замкнутом контуре -регулирования
Некоторое оборудование турбоустановки
пусковой эжектор и насос циркуляционной
воды к нему, пасосы газоохладителеи генера¬
тора. пасосы -сетевой іводы, эжектор уплотне¬
ний и др. — размещается под площадками
обслуживания и -в зоне фундамента турбины.
В этом случае над указанным оборудованием
предусмотрена установка монорельсов с при¬
способ тениями для монтажа и ремонта либо
выполнены проемы в площадках для оослужи-
.ван ія м овыми кранами машинного зала.
2.3. ФУНДАМЕНТ ТУРБОАГРЕГАТА
Важное место .в создании <ТРОИТ5^0.?
части машинного зала занимает
шается ком-плекс^технических вопросов, затра¬
гивающий интересы турбинного и генератор¬
ного заводов, проектных и монтажных 'Орга¬
низаций. Практика показала, что проектиро
ванне фундамента необходимо вести одновре¬
менно с” разработкой конструкции туроины.
конденсатора, генератора и возбудителя, что
обеспечивает оптимальные решения как -по
оборудованию, так и -по фундаменту.
В данной книге рассматривается фунда¬
мент -с точки Зрения обеспечения требовании
ХТГЗ —разработчика задания наі егс'проек¬
тирование. Для турбоагрегатов К-300-240 ®
настоящее время применяются Ф>ВДам“™
из сборного железобетона (рис. 2 4), хотя
первые образцы турбин устанавливались на
монотатном фундаменте. Конструктивные ре¬
шения по опиранию турбины -и генератора
предусматривают унификацию оооих вариан¬
тов "особенно в части колонн фундамента
Чтобы не вводить новые модификации сбор¬
ных элементов из-за разнообразных фигурных
заглублений под конструкции рам подшипни¬
ков и опорных плит цилиндров турбины, гене¬
ратора и .каналов для прохода трубопроводов,
верхняя «плита фундамента высотой Зоб
420 мм выполняется монолитной.
Основные технические требования к фун¬
даменту турбоагрегата состоят в следующем.
1 Амплитуда (размах) колебаний элемен¬
тов фундамента ис должна превышать 2э мкм
в эксплуатационных условиях под действием
динамических нагрузок «а отметке обслужи¬
вания турбоагрегата, вне зон .опирания под¬
шипников. В зонах опирания подшипников в
диапазоне 2800—3400 колебаний ® минуту
г	'й динамическая податливость пе должна пре-
	 ...	фундамент вышать 4 -мкм/т при массе ротора до чи т,
тУпбоатрегэтаГпри сооружении которого ре- 2 мкм/т при массе 80 т и более. При этом
турооагреіа_та,_	nmiwnR зятпа. кооМативная величина динамических возму¬
щающих сил, действующих іна фундамент
турбоагрегата в условиях нормальной эксплу¬
атации, принимается равной 1о% массы рото¬
ра приходящейся на данную опору
2.	При расчете фундамента на прочность
принимается во внимание возникающая в
аварийных условиях сила в_ ЦНД, равная
1000 кН, электродинамический момент и воз¬
никающие нагрузки при трехфазном корот¬
ком замыкании генератора, а также нагруз¬
ки передаваемые на фундамент при гидрав¬
лическом -испытании вакуумной системы тур¬
боагрегата
3.	Деформация кручения (уклон верхней
- плиты) для ригелей поперечных рам (в ос¬
новном это относится ІК ригелю под опорно¬
упорный подшипник между ЦВД, и ЦСД тур-
і б'ины) нс должна превышать 0,3 мм/м и за-
: дается заводом — изготовителем турбиньі для
	 	 — ——.л.*-.zn-л rb\'uттамрмтя ( )ПЫт
каЛ’-ДѴІѴ йарпс’ч’'	tj --- ■
эксплуатации турбин 300 я 500 МВт показал
необходимость строгого выполнения этого ог¬
раничения.	,
4.	Прогиб нижней плиты фундамента (от¬
ношение стрелы прогиба к длине плиты) не
должая-превышать 1-Ю'4 за межремонтный
■рис- 2 4. Фундамент турбоагрегата из сборного железо¬
бетона.
Л г-колошіы ЦВД и ЦСД. 3-5-кОЛОШПЛ	районе
.	Л—R ■ колпяиы генератора, іі возбудителя
пі -
гг
П 1?


LL
—
Ѵ--
	i—ij дается заводим—	*Jr—	•
		в I каждого варианта проекта фундамента Опыт
1 -^Л '	. 		...	члп « КПП МВт показал

'Рис. 2.5. Компоновка трубопроводов
в проемах фундамента ЦВД и ЦСД.
.период (3—4 года) при длине
турбоагрегата до 40 м в осях
крайних подшипников и 15х
X ІО-4 — при длине свыше 60 м.
Кривая прогиба должна быть
плавной и иметь кривизну од¬
ного знака.
5.	Резонансы элементов
фундамента в зонах критиче¬
ских частот вращения не дол¬
жны иметь место
6.	При необходимости фун¬
дамент должеп быть рассчи¬
тан па условия сейсмичности.
7. В проекте турбоустанов¬
ки необходимо учитывать боль¬
шое загромождение объема
фундамента горячими трубопроводами (рис
2.5), вследствие чего должны быть предусмот¬
рены мероприятия, ле допускающие местною
нагрева колонн и ригелей фундамента Трас¬
сировка тщательно изолированных трубопро¬
водов в проемах фундамента должна -выпол¬
няться с воздушным зазором не менее 50—
100 мм, а при -невозможности -соблюдения со¬
здания указанного -воздушного зазора выпол¬
няется экранирование поверхности фундамен¬
та. Несоблюдение этого -требования приводит,
как показал опыт эксплуатации, -к удлинению
колонн и поперечных .ригелей -в зоне опорно¬
упорного подшипника -турбины «между ЦВД ті
■ЦСД из-за тепловых потоков от трубопрово¬
дов п нижней половины ЦСД и соответствую¬
щей расцентровке валопровода агрегата. В ус¬
ловиях эксплуатации необходимо -периодиче¬
ски наблюдать за температурным -состоянием
элементов фунда мента.
8	Окончательная подливка фундаментных
рам и плит турбины проводится под наблю¬
дением монтажно-го -персонала завода, а бе¬
тонирование верхней плиты — после проклад¬
ки электрических кабелШ
9	Опирание площадок обслуживания тур¬
бо-установки на фундамент, как правило, не
.рекомендуется. Каналы для «прокладки мас¬
лопроводов системы -смазки турбины обшива¬
ются защитными стальными листами толщи¬
ной нс менее 3 мм с уклоном -в сторону мас-
лозащитных коробов.
Указанные технические требования реали-
зуются при -разработке рабочего проекта фун¬
дамента, при его сооружении и эксплуатации
на этектростанцив.
2.4. ГЛАВНЫЕ ПАРОПРОВОДЫ ТУРБОУСТАНОВКИ
Совершенствование системы главных па¬
ропроводов свежего пара, -промперегрева и
питательной воды проходило в .направлении
Таблица 2.1
Главные паропроводы моноблочной
и дубль-блочной схемы
Количест¬
во ниток
Сортамент трубо-
прозодон, мм
Количество
единиц
арматуры
Наименование
трубопровода
ё
ё
S
і
g
ё
с
$
S
Ч
S
й
s
Паропроводы све¬
жего пара
4
2
245X45
325X60
8
2
Байпасы ГПЗ
4
2
159X30
57X11
12
4
Дренажно-нроду-
вочные линии
свежего пара
—
13
4
Паропровод горяче¬
го промперегре-
2
426X17
630X22
8
—
Трубопровоч пита¬
тельной воды*
2**
1
325X40
377X45
23*
14
27

упрощения пусковой схемы блока и укруп¬
нения трубопроводов. Переход на моноблоч¬
ные схемы -котел —турбина позволил умень¬
шить -количество ниток главных паропроводов
и соответственно сократить 'Южичество единиц
арматуры (табл. 2 1).
На .модернизированных турбоустановках
выполнена такая замена сортамента метал¬
ла которая, кроме экономии металла, приво¬
дит к улучшению условий прогрева перепуск¬
ных трубопроводов
Паропроводы иа промежуточный ■Перегре¬
ватель котла от турбипы («холодный пром-
перегрев») на всех установках выполнены
двумя нитками 0 465x16 мм -из углероди¬
стой стали.
На первых турбо-установках была преду¬
смотрена -коллекторная схема с установкой
отключающей арматуры Dy 400 [2о]. В даль¬
нейшем от -коллектора пришлось отказаться
и установить задвижки Dy 450, что привело к
снижению удельного -расхода тепла на 0,2/0
Лтіа логичная замена арматуры гД-МД) на
Пѵ 450 -выполнена на нитках трубопроводов
«горячего» промперегрева, что также привело
к снижению удельного -расхода тепла па
0,12%. Только эти мероприятия для дубль-
блочных пусковых схем приводят к экономии
топлива с годовым эффектом около л5 000 руб¬
ца одну турбоустановку.
Наиболее сложным узлом системы пром¬
перегрева первоначально являлась компонов¬
ка перемычек и клапанов обеепаривания. На:
рис. 2 6, а показана принципиальная схема
паропровотов с раздельными функциями про-
госва паропроводов промперепрева и обесиа-
рііванпя.
Даже кратковременная работа тру-
боировотов обеепаривания (из ста іи
марки 12Х1МФ) приводит к паровым
и гидравлическим утарам в них, не¬
смотря на наличие постоянно дейст¬
вующего ^тренажа в конденсатор
Кроме того, в трубопроводах из-за рез¬
кой тсплосмены происходит термо¬
удар На некоторых электростанциях
наблюдались трешинообразования в
обрывы трубопроводов обеепаривания
в местах присоединения к переходно¬
му патрубку конденсатора Для сни¬
жения влияния указанных явлении
Рис. 2 7 Схема включения подогревателей вы¬
сокого давления
/—з _ ЦВД
26

предусмотрено тщательное раскрепление спе¬
циальными пружинными подвесками этого
трубопровода
Процесс модернизации данного узла при¬
вел к совмещению функций прогрева и обес-
паривания (рис. 2.6, б) ів одном трубопрово¬
де б -и установке на сбросе в конденсатор спе¬
циального приемно-сбіросного устройства 8,
аналогичного по «конструкции ПСУ БРОУ
На этой линии установлен пароохладитель
7 с впрыском воды от «конденсатных насосов.
Трубопровод 6 после пароохладителя выпол¬
нен из углеродистой стали Приведенная на
рис 2.6, б схема внедрена на турбоустапов-
ках К-300-240-2 н успешно эксплуатируется
Радикальные решения, исключающие
«нижние точки» ма перемычках промперегре-
вг, в настоящее время внедряются іна ряде
.электростанций. Опыт эксплуатации подтвер¬
дил возможность отказа от сбросных клапа¬
нов я замены их быстродействуіощими за¬
движками с электроприводом при времени их
полного открытия 60—90 с.
На первой серим турбоустаиювок применя¬
лись двухкорпуспые подогреватели высокого
давления, через которые 'Питательная шода по
трубопроводам Су 250 (345x40) двумя нит¬
ками (направлялась !в котел. Двухниточная
схема спроектирована из-за трудностей вы¬
полнения заводом-изготовителем ПВД одно¬
кор пуспы ми. Кроме того, по условиям рабо¬
ты котла считалось недопустимым длительное
отключение подогревателей и снижепне тем¬
пературы питательной воды более чем па 60° С.
Однако двухниточная схема питательной
воды (рис. 2 7, а) усложнила эксплуатацию,
а именно колебание уровня в аппаратах при
подключении (отключении) одной из групп
ПВД привело к непроизвольному срабатыва¬
нию защиты ла -работающей группе, соответ¬
ствующему ограничению мощности турбины
на уровне 285 МВт, -я к потерям конденсата
Двухниточпая схема -имеет 'вдвое больше еди¬
ниц арматуры, требующей управления и об¬
служивания
С учетом -недостатков двухниточной схемы
дтя турбин моноблоков схема питательной
-воды, -поступающей в котел, выполнена одно¬
ниточной (рис. 2.7,6 ;и табл. 2 1).
Глава третья
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ
3,1.	ОБОСНОВАНИЕ ОСНОВНОГО
конструктивного решения, общее устройство
ТУРБИНЫ
Конструктивную схему конденсационной
турбины -в значительной мере определяет ра¬
бочая лопатка ее последней ступени Для
обеспечения приемлемых потерь с выходной
скоростью турбины мощностью 300 МВт не¬
обходимо обеспечить площадь выхлопа по¬
следней ступени около 22,5 —24 м2. Использо¬
вание -в этом случае лопаток турбины
К-160-130 длиной 780 мм означало установку
4—5 последних ступеней, т. е. турбину при¬
шлось бы выполнять нс менее чем с двумя
двухпоточными ЦНД Значительно возрастаю¬
щий ів турбине .мощностью 300 МВт (по срав¬
нению с турбиной К-160-130) теилоперепад
от начальных параметров до иромперегрева
не позволяет совместить ЧВД и ЧСД в од¬
ном цилиндре, поэтому турбина превратилась
бы в четырехпил ин дровую.
Поскольку при создании турбины стави¬
лась цель создать высокоэколомичную и ком
пактнуго энергетическую установку, то была
спроектирована .новая уникальная рабочая
лопатка последней ступени длиной 1050 мм
при среднем диа-метре 2550 мм, обеспечиваю¬
щая выходную площадь ступени 8,41 м2. Это
позволило выполнить турбину с тремя выхло¬
пами, поз ери с выходной скоростью равны
29,6 «Дж/кг, что значительно меньше, чем в
турбине К-160-130.
Трехпоточный 'выхлоп определил конструк¬
тивную схему турбины: ЦВД, ЦСД с размеще¬
нием на его роторе ■одного потока ЦНД д
двухпоточпыіі ЦНД. При трех выхлопах це¬
лесообразным оказалось применение одного
конденсатора, что повлекло объединение всех
выхлопных патрубков в единый ЦНД, ів ре¬
зультате 'получилось конструктивное объеди¬
нение ЦСД -с трехпоточным ЦНД (рис 3.1).
При -выполнении турбины че-гырехдилинд-
ровий, как в -период создания турбины
К-300-240 делало большинство зарубежных
фирм, с. лопатками 780 мм она была бы на
4 м длиннее и на 100 т тяжелее
Турбинные ступени расположены последо¬
вательно ів цилиндрах агрегата следующим
образом- ® ЦВД—И ступеней; в ЦСД —
12 ступеней; в ЦНД — по 5 ступеней в каж¬
дом потоке.
Пар от котла подводится к двум БП (бло¬
кам парораспределения), установленным на
фундаментных рамах справа и слева от ЦВД.
От каждого БП к ЦВД идут по пять ниток
29

за

Рис, 3,1 Продольный разрез турбины К-300-240-2
Л/ .9 —опора <.рел.пям? 4 —ЦСД 5—ЦНД (I поток) 6— ЦЦД П) ц IT!

Рис 3 2 Перепх скпыс паропроводы от блоков парорас¬
пределения к ЦВД
/ — £>.юк ііарорасирсдс7с>и'я. 2 ЦВД
перепускных паропроводов, •выполненных ів ви¬
де П-образных .компенсаторов (рис. 3.2). Для
уменьшения усилия, передаваемого при тепло¬
вом расширении этих паропроводе» на ЦВД,
при закреплении БП па .рамах после сварки
паропроводов выполняется холодный натяг во
всех -трех .направлениях Нагрузка от массы
па-ропроводов передается пружинными подвес¬
ками на фундамент.
Перепускные паропроводы ЦВД имеют две
группы яю три .нитки (от первого в третьего,
а іакже от второго и четвертого регулирую¬
щих клапанов) .и две группы по две нитки
(отдельно от пятого и шестого клапанов) и
приварены к четырем патрубкам наружного
корпуса Патрубки верхней половины на уров¬
не горизонтального разъема -корпуса имеют
фланцевые соединения, обеспечивающие сня
тис верхней половины корпуса ЦВД без поре¬
за паропроводов.
Паровпускные патрубки ла ЦВД располо¬
жены на стороне генератора. Таким образом,
организован противоток пара в проточных
частях ЦВД и ЦСД в первом -пар течет в
сторону -регулятора, а в ЦСД и первом потоке
ЦНД -в сторону генератора Противоток
применен для уменьшения паірузки на упор¬
ный подшипник.
В результате соответствующего выбора
диаметров -по -концевым и Диафрагменным уп¬
лотнениям РВД и РСД осевые усилия на по¬
минальном режиме по этим -роторам приве¬
дены к близким величинам (606 кН на РВД
и 601 кН на РСД), которые -благодаря про¬
тивотоку почти полностью уравновешиваются.
Упорный -подшипник установлен -в сред¬
ней опоре, между ЦВД и ЦСД, для уменьше¬
ния относительных перемещений по воцород-
ным уплотнениям генератора. Близость его к
J3
первым ступеням ЦВД -и ЦСД определяет
минимальное изменение осевых зазоров по
этим ступеням, что способствует обеспечению
их расчетной экономичности
Роторы турбины К-300 240 соединяются
между собой -полужссткими и жесткими муф¬
тами, а в модернизированной турбине
К-300-240 2 применяются только жесткие
муфты
Ротор высокого давления — одноопорный,
остальные роторы опираются на два подшип¬
ника Опорный подшипник № 1 расположен
в передней опоре, № 2 — в средней опоре,
а опорные подшипники 3—5 установлены
в опорах, встроенных в выхлопные патрубки
ЦНД-
Направление вращения валопровода — по
часовой стрелке, если -смотреть со стороны
•регулятора
На (крышке картера опорного подшипника
№ 5 установлено валоповоротное устройство,
предотвращающее тепловой прогиб роторов
на неработающей горячей (остывающей) или
прогреваемой турбине и тем самым обеспе¬
чивающее постояппую готовность турбины к
пуску.
3.2.	КРЕПЛЕНИЕ ТУРБИНЫ НА ФУНДАМЕНТЕ
И ОРГАНИЗАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЯ
Цилиндры высокого и среднего давления
турбипы опираются на -фундааіент через пе¬
реднюю и ■среднюю опоры подшипников,
а ЦНД. самый тяжелый, опирается на фунда¬
мент непосредственно своим «балконом».
Опоры подшипников турбины устанавли¬
ваются на фундаментных рамах, представля¬
ющих собой отливки коробчатой формы из чу¬
гуна, жесткость которых обеспечивается си¬
стемой внутренних пересекающихся -ребер.
При монтаже для повышения жесткости
внутрь рам заливается бетон Каждая рама
крепится на фундаменте четырьмя анкерны¬
ми шпильками М56, а после центровки тур¬
бины подливается бетоном, превращаясь в
неотъемлемую часть фундамента.
Цилиндр низкого давления турбины опира¬
ется по периметру на залитые в фундамент
одиннадцать стальных фундаментных плит
голтиной 95 мм и шириной 430 мм. Каждая
плита .крепится к фундаменту 2—3 анкерны¬
ми шпильками М42 и подливается бетоном.
Поскольку после установления -темпера¬
турных полей по узлам при номинальном ре¬
жиме работы длина турбины возрастает поч¬
ти «на 50 мм по сравнению с холодной, то
крепление турбины на фундаменте осущест¬
вляется таким образом, чтобы тепловое рас¬
ширение ее было свободным в -определенных
направлениях.

Рис. 3 3 Расположение осевых и .поперечных шпонок турбины
При этом добиваются сохранения поло¬
жения оси подшипников, что особенно важно
для спокойной работы валопровода, состоя¬
щего .из нескольких роторов, и сохранения
взаимного положения оси -валопровода с рас¬
точками цилиндров, необходимого для посто¬
янства радиальных зазоров.
Для фиксации оси подшипников турбины
в горизонтальной плоскости служит -система
осевых шпонок, связывающих ЦНД и опоры
с фундаментом (рис. 3.3): шпонка на фунда¬
ментной плите под подшипником № 5, піпон-
ка между торцевой стенкой выхлопного па¬
трубка первого потока и фундаментом и по
две шпонки на фундаментных -рамах опор
Вертикальные шпонки -между нижними поло¬
винами корпусов ЦВД и ЦСД и опорами
подшипников обеспечивают сохранение боко¬
вых радиальных зазоров по проточным частям
этих цилиндров.
Для обеспечения неподвижности конден¬
сатора -и минимальных перемещений ЦНД
служат поперечные шпонки, от плоскости ко¬
торых элементы турбины расширяются в осе¬
вом направлении Эти шпонки установлены на
фундаментных плитах в плоскости 5-й ступени
второго потока ЦНД Пересечение осей по¬
перечных и осевых шпонок определяет «мерт¬
вую» точку турбины, остающуюся неподвиж¬
ной при ее расширениях
Схема тепловых расширений турбины в
осевом направлении (рис. 3 4) такова сум¬
марное удлинение ЦСД и ЦНД (от «мерт¬
вой» точки) передается средней опоре, ото¬
двигающей ЦВД, который смещает переднюю
опору на эту величину плюс его собственное
удлинение. Осевые шпонки служат направля-
3—1162
іощими тля опор и ЦНД при этом перемеще¬
нии. Шпонки устанавливаются в пазах фун¬
даментных плит и рам по тугой посадке и кре¬
пятся винтами.
В соответствии -с описанной схемой тепло¬
вых расширений производится крепление тур¬
бины на фундаменте Цилиндр низкого давле¬
ния крепится к фундаментным плитам болта¬
ми М42, которые устанавливаются -в отвер¬
стия балкона с дистанционными втулками и
шайбами, допускающими расширение ЦНД в
боковые стороны до 6,5 мм, а в осевом на¬
правлении до 12,5 мм
Корпуса ЦВД и ЦСД в рабочем состоя¬
нии опираются на опоры лапами верхних по¬
ловин, причем опорная поверхность совпада¬
ет с осью турбины. При этом температура
лап не оказывает влияния на центровку ци-
линдров в вертикальном направлении. Лалы
крепятся на опорах Г-образными скобами,
обеспечивающими свободу расширения корпу¬
сов в поперечном направлении.
При помощи поперечных шпонок, выпол¬
ненных на лапах нижних половин корпусов
указанных цилиндров, ЦВД и ЦСД соедине-
Рис. 34 Схема тепловых расширений турбины
S3
вы с опорами ото соединение ииесііе’іиваеі
осевое перемещение опор.
Поскольку осевое усилие «а опору от по¬
перечных шпонок прилагается -выше плоско¬
сти скольжения Опоры на раме, то на опору
действует ® периоды изменения температурно¬
го состояния цилиндров опрокидывающий мо¬
мент, которому противодействует момент от
нагрузки цилиндров- Чтобы ограничить воз¬
можный отрыв опоры от рамы, каждая опора
крепится к фундаментной раме четырьмя
Г-образными скобами, устанавливаемыми на
трех шпильках по боковым сторонам опоры
с зазором 0,1—0,15 мм относительно высту¬
пов на опоре для свободы ее осевого переме¬
щения.
3.3.	ЦИЛИНДР ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Пар в ЦВД поступает с параметрами,
близкими ік номинальным перед турбиной, на
клапанах БП давление дросселируется до
22 МПа (224 кгс/см2) и на И -ступенях теп-
лоперепад срабатывается до давления пром¬
перегрева 3,92 МПа (40 кгс/см2).
Одной из основных трудностей ъ создании
корпуса ЦВД (цри однокорпус-ной конструк¬
ции), особенно для турбин на «верхкритиче-
С'Кис параметры, является обеспечение •плот¬
ности фланцевого соединения горизонтально¬
го разъема в связи с огромными усилиями от
перепада давления, воздействующего -на кор¬
пус, при пониженной из-за высоких темпера¬
тур прочности •материала. Фланцы пе долж¬
ны -быть слишком массивными, чтобы не сни¬
жать іманевренности турбины.
Применение двухкорпусной -конструкции
ЦВД позволяет распределить воздействие
перепада давления и температуры между на¬
ружным и -внутренним корпусами, за счет че¬
го получаются приемлемые сечения фланцев,
а уровень напряжений удается снизить почти
■вдвое по сравнению с однокорпусной конст¬
рукцией.
При размещении -во внутреннем корпусе
пяти ступеней на его стенку :в зоне .регулиру¬
ющей ступени действует перепад давления
около 7,55 МП а (77 -кгс/см2) пр и тем пературе
в камере регулирующей ступени 520° С, а на
наружный корпус—9,8 МПа (100 -кпс/см2)
при температуре между корпусами 430° С, что
позволяет обеспечить для внутреннего и на¬
ружного корпусов примерно одинаковые за¬
пасы прочности, а .разбивка температурного
перепада ведет к снижению дополнительных
температурных напряжений.
Паровпускные патрубки ЦВД приварены к
наружному корпусу, а с горловинами внут¬
реннего корпуса соединены теплоподвижным
соединением с уплотнительными кольцами ти-
34
на патрубках Упругие силы создают предва¬
рительные контактные напряжения на внеш¬
ней поверхности кольца, обеспечивающие на¬
чальное уплотнение. При подъеме давления
пара происходит самоуплотнение колец: -дав¬
ление, действуя изнутри, прижимает кольцо к
горловине внутреннего корпуса, а осевой -пере¬
пад давления -прижимает кольцо торцом к
пазу -на патрубке, уплотняя и этот стык
Внутренний корпус подвешивается в на¬
ружном у горизонтального разъема на двух
лапах толщиной 60 мм -на торце стороны ге¬
нератора и па двух толщиной 50 мм у торца
стороны регулятора. Небольшая толщина лап
обеспечивает сохранение центровки «верх —
низ» -внутреннего корпуса относительно на¬
ружного -в работе.
Сохранение центровки в боковом направ¬
лении обеспечивается двумя -вертикальными
шпонками, установленными на торцевой стен¬
ке внутреннего корпуса со стороны аіаровпѵ-
ска, и двумя осевыми шпонками, установлен¬
ными на цилиндрической части -внутреннею
корпуса -на -стороне паро-выпуска (по одной
из названных ш-понок установлено на нижней
и верхней -половинах корпуса).
В осевом направлении внутренний корпус
фиксируется в -наружном тангенциальными
шпонками, выполненными заодно с фланцами
горизонтального разъема, опорная поверх¬
ность -которых совпадает с плоскостью осей
паровпускных патрубков.
Диафрагмы 6—9-й и 10 и 11-й ступеней
устанавливаются в двух обоймах, которые
-вместе с наружным корпусом образуют коль¬
цевую -камеру первого -отбора, отделяя ее с
одной стороны от межцили-ндро-вого простран¬
ства, с -другой — от полости выхлопа ЦВД
Кольца концевых уплотнений размешены
непосредственно во внутреннем корпусе, в
обоймах, установленных в наружном корпусе,
и .в -корпусах уплотнений, приб'олченных к на¬
ружному корпусу Для повышения эффектив¬
ности цикла и снижения температуры лара па
участке переднего -концевого уплотнения пар,
текущий ота участке уплотнений во внутреннем
корпусе, отводится двумя трубами 0 50 Мм ®
проточную часть за 6-ю ступень, а на уплот¬
нение -во внешнем корпусе поступает пар из
межцилиндрового пространства. Вместе -с тем
течение пара аз -межцилиндровом пространстве
интенсифицирует при пусках из холодного со¬
стояния прогрев внутреннего (в -начальный пе¬
риод) и наружного корпусов, а при работе ла
номинальном режиме с -установившимися тем¬
пературами несколько охлаждает внутренний
корпус -в зоне паровпуска, -облегчая условия
работы крепежа фланца горизонтального
разъема.

Одна из особенностей ЦВД заключается в
использовании одноопорного РВД, опирающе¬
гося на стороне регулятора на подшипник, а
на стороне генератора — на РСД Такое ре¬
шение сокращает длину турбины, уменьшает
трудоемкость се изготовления, повышает
устойчивость работы валопровода, но опреде¬
ляет некоторую ифику центровки роторов
3.4. ЦИЛИНДРЫ СРЕДНЕГО И НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Корпус ЦСД со стороны -регулятора опи¬
рается лапами верхней половины на .среднюю
опору и іірицентрован к щей аналогично кор¬
пусу ЦВД, а со стороны генератора соединяет¬
ся с корпусом ЦНД вертикальным фланцем
Взаимная центровка «корпусов цилиндров
среднего и низкого давления обеспечивается
установочными болтами «на вертикальном
фланце.
Цилиндр среднего давления турбин
К-300-240 выполнен аднокорлусным, и нар,
подведенный в корпус, сразу попадает в коль¬
цевую паровпускную камеру с полной дугой
подвода, образованную корпусом цилиндра,
обоймой диафрагм 1—4-й ступеней а обоймой
концевого уплотнения. Паровпускная камера
не плотная: усики диафрагменного уплотне¬
ния первой ступени пригоняются с зазором
0,05 мм по точеной -поверхности обоймы уп¬
лотнении, и пар с высокой температурой че¬
рез это уплотнение сразу попадает на кон¬
цевое уплотнение.
іепловой перепад в ЦСД срабатывается
на двенадцати степенях. В соответствии с
тепловой схемой из ЦСД производятся три
регенеративных отбора шара, для ■каждого
из которых требуется довольно значительная
камера отбора. Для упрощения конфигура¬
ции корпуса ЦСД, что улучшает его литей¬
ные іи эксплуатационные характеристики,
камеры этих отборов образуются за счет уста¬
новки обойм диафрагм 1—4-й, 5—8-й, 9—10-й
и 11—12-й ступеней (см. рис 3 1)
Интенсивный подвод тепла ік 'поверхностям
паровпускной камеры ЦСД и недостаточная
эффективность системы -обогрева фланцев на
турбинах К-300-240 приводили к значитель¬
ным перепадам температуры -в пусковых ре¬
жимах по ширине фланца горизонтального
разъема, следствием которых являлись значи¬
тельные деформации фланцев «с раскрытием
разъема по внутреннему контуру до 2 мм. Од-
нокорпуоная конструкция ЦСД обусловлива¬
ла также значительное укорочение" РСД да
стационарных режимах
Поэтому при модернизации турбины ЦС-Ц
выполнен двухкорпусным Крепление и цент¬
ровка внутреннего корпуса в наружном вы¬
полнены аналогично тому, как 'сделано -в
ЦВД Во внутреннем корпусе устанавливают
ся^ сопловой аппарат 1-й и диафрагмы 2—
4-й ступеней. Двухкорпусная конструкция
улучшает тепловое состояние зоны паровпу¬
ска, устраняя опасность коробления наружно¬
го корпуса и повышая маневренность тур¬
бины.
Во внутреннем корпусе установлены так¬
же две обоймы концевого уплотнения Пар
протечки из камеры между обоймами двумя
трубами 0 62 мм отводится за 5-ю ступень
ЦСД, а «в концевое уплотнение на участке
■внешнего корпуса, .как и в ЦВД, подается
пар из межцилнедров о пространства с тем¬
пературой 454° С.
Паровпускные патрубки прибалчиваются
к наружному корпусу и соединяются с горло¬
винами внутреннего -корпуса теплоподвижны¬
ми соединениями с поршневыми кольцами.
В модернизированной турбине применена
новая конструкция соединения ікорпуса уплот¬
нений -с «корпусом ЦСД, обеспечивающая не¬
зависимость тепловых расширений соединяе¬
мых узлов
Ротор ЦСД выполнен комбинированного
типа: цельнокованый в части среднего дав іе-
ния, а в час «низкого давления с насадны¬
ми .дисками.
Три «выхлопных патрубка, объединенных в
ЦІіД, имеют сложную конфигурацию для
обеспечения аэродинамики выхлопа Они вос¬
принимают массу обоймы ЦНД и диафрагм,
а через встроенные в «них опоры—массу и
динамические нагрузки от РСД (частично) и
РНД, іпередавая их на фундамент. Кроме то¬
го, па выхлопные патрубки действует перепад
давления от атмосферного до «ва«куума, сум
мирное усилие от которого «из-за больших га¬
баритов патрубков очень велико
Выполнение встроенных опор уменьшает
пан?РІГТ1,1 тУРб™ЬІ. а также даиѵ РСД п
РНД, ЧТО играет существенную роль в обес¬
печении приемлемых прогибов гибких -ро¬
торов.
В части второго и третьего потоков ЦНД
представляет собой двухкорпуоную конструк¬
цию, где роль внутреннего «корпуса играет
обойма ЦНД, в которой установлены диаф¬
рагмы двух потоков, выполнены паровпускная
камера и камеры 8-то и 9-го отборов из обо¬
их -потоков Обойма устанавливается в вы¬
хлопном -патрубке «с обеспечением полной .сво¬
боды тепловых расширений при сохранении
взаимной центровки
На верхней половине обоймы имеются два
патрубка, через которые осуществляется под¬
вод пара из ЦСД через ресиверы в паро¬
впускную камеру обоймы. Значительная раз¬
ница в температурах паровпускной части
обоймы • ь-хлопного патрубка (около 200° С)

Рис 3 5. Соединение патрубка -
обоймы ЦІЩ И ресивера с корпу¬
сом ЦНД
ЦНД
определяет необходимость
эластичного соединения па¬
трубков обоймы с наруж¬
ным корпусом (рис. 3-5).
Компенсатор устанавливает¬
ся с предварительным натя¬
гом.
От нижней половины
обоймы отходят патрубки 6.
8 и 9-го регенеративных от¬
боров, которые через пере¬
ходный патрубок выводятся
поперек оси турбины к по¬
догревателям низкого дав¬
ления.
Так как выхлопные па¬
трубки обладают способ-
вяешнему давлению,
ностью противостоять ...
■они не рассчитаны на восприятие внутрен¬
него избыточного давления, которое может
возникнуть, например, при отключении цирку¬
ляционных насосов Для защиты от возраста¬
ния давления внутри ЦНД на верхней іюло-
вине выхлопного патрубка каждого потока
выполнено по атмосферному (предохранитель¬
ному) клапану мембранного типа, которые
сгравливают пар в машинный зал при избы-
1 ...	—4,9—9,8 кПа (0,0а—
точном давлении
0.10 кгс/см2)
На верхних частях выхлопных патрубков
установлены масляные баки для аварийного
маслосна бжения, каждый из которых соеди¬
нен со своим опорным подшипником
Опасным режимом работы для ЦНД явля
стся -лежим холостого хода, особенно посте
сброса нагрузки В результате -вентилирова¬
ния на 3—5-й ступенях ЦНД происходит на¬
гревание протекающего через проточную часть
пара до 200—250° С с быстрым разогревом
элементов проточной части выхлопного па¬
трубка до 150—170° С. Такой разогрев сни¬
жает освобождающую частоту вращения дне
ков последних ступеней РНД, определяет
оезкое изменение относительных расширении
*РНД п -уменьшение радиальных зазоров по
ступеням” а также представляет опасность
для вальцовки трубок конденсатора. Поэтому
в турбине было предусмотрено охлаждение
выхлопных патрубков путем впрыска конден¬
сата через отверстия коллекторов, проложен¬
ных горизонтально поперек оси турбины в
переходном патрубке При эксплуатации вы¬
явился ряд недостатков этой системы: нерав
номерное охлаждение выхлопных патрубков,
36
большой расход конденсата, .недостаточное
охлаждение рабочих лопаток последней сту¬
пени, появление эрозии на выходных крог
.ках рабочих лопаток последней ступени в
прикорневой зоне.
При модернизации туроины на основании
учета аэродинамики последней ступени на ре¬
жимах холостого хода и малых нагрузок раз¬
работана новая система охлаждения выхлоп¬
ных патрубков (рис 3.6). В каждом потоке
ЦНД на передней кромке торообразнои на¬
правляющей вставки устанавливаются коль¬
цевые .коллекторы с форсунками таким об¬
разом, что .конус распыла пересекает основ¬
ной поток пара, не затрагивая направляющих
вставок и рабочих лопаток последней ступе¬
ни. При малых нагрузках и холостом ходе
пар выходит преимущественно через перифе¬
рийную зону рабочих лопаток, подхватывает
распыленный форсунками конденсат, частично
испаряет его и за счет этого охлаждается
Увлажненный пар омывает детали выхлопно¬
го патрубка, температура которого на режи¬
мах холостого хода и малых нагрузках не
превышает температуры насыщения.
‘ Образование обратного вихревого течения
в корневой зоне рабочих лопаток создает
подсос охлажденного -пара в -.проточную часть,
что приводит к охлаждению рабочих лопаток
5-й и даже 4-й ступени. При этом из-за рез¬
кого изменения направления движения пото¬
ка подсасываемого в проточную часть, пар
освобождается от капель нсиспарившейся вла¬
ги и тем самым згіачитоліліо уменьшается
эрозия выходных кромок рабочих лопаток
Ротор низкого давления выполняется с на¬
садными дисками Значительное расстояние
между опорными подшипниками № 3 и 4 оп¬
ределило установку довольно развитой про¬
межуточной ч тн муфты между 1 СД и тоЪД.

3.5. ОБОГРЕВ ФЛАНЦЕВЫХ СОЕДИНЕНИЙ КОРПУСОВ
Хотя турбина предназначена для несения
базовой нагрузил, в проекте заложены кон¬
структивные мероприятия, -повышающие ее
маневренность, © частности паровой обогрев
массивных фланцев и шпилек наружных кор¬
пусов ЦВД и ЦСД
Отношение масс металла стенки наружно¬
го корпуса и фланца в зоне паровпуска, про¬
греваемых через единицу внутренней поверх¬
ности, для ЦВД турбины равно 1 - 3,95, а для
ЦСД 1 -3,13 При пуске турбины из холодно¬
го и неостывшсго состояний фланцы корпусов
значительно -отстают от сопряженной с -ними
стенки по средпеиіптегральной температуре,
что способствует возникновению значитель¬
ных термических напряжений, следствием ко¬
торых может быть, деформация корпуса.
Шпильки в прогреве отстают от фланца, и в
них -возникают дополнительные термические
напряжения, ускоряющие релаксацию напря¬
жений первоначальной затяжки.
Возникающие при пуске из холодного со¬
стояния значительные относительные расши¬
рения -между РВД н наружным корпусом
ЦВД определены в первую очередь тем, что
масса корпуса в несколько раз превышает
массу ротора Кроме того, теплоотдача от
пара к -ротору значительно интенсивнее, чем
к корпусу в межц-плиндровом пространстве.
Перечисленные выше факторы и вызыва¬
ют необходимость обогрева фланцевого сое¬
динения корпусов ЦВД И ЦСД. В турбинах
К-300-240 греющий пар, отбираемый из меж¬
цилиндрового пространства ЦВД, пропускает¬
ся по коробам, приваренным к -наружной по¬
верхности фланцев наружного корпуса ЦВД
по всей длине, а на ЦСД — в зоне паровпѵс-
ка и четырех ступеней Шпильки прогрева¬
ются пропускаемым через осевое сверление
в каждой из иі-их паром из того же источника
Из-за -невысокой прочности приварных коро¬
бов давление греющего лара дросселируется
на арматуре до 0,2—0,25 МПа с установкой
предохранительного клапана.
Испытания системы обогрева показали ее
малую эффективность, что объясняется недо¬
статочной интенсивностью теплообмена из-за
низкого давления -пара и малой поверхностью
подвода тепла, особенно к шпилькам.
В модернизированной системе (рис. 3 7)
греющий пар подводится через сверление в
обнизку фланца 2 и, растекаясь по ней, про¬
ходит -в зазоры между шпильками и фланца¬
ми^, откуда через отверстия 4 выходит -в ко¬
роба 5 обогрева наружной -поверхности флан¬
ца. Совершив благодаря вваренной в короб
горизонтальной перегородке 6 два последова¬
тельных хода вдоль фланца, пар отводится в
fi
Рис 3.7 Обогрев фланцев и іишьіек (конструктивная
схема)
I —- подвод пара; 2 — обнизка 3 —зазор между фагнцем и
ілпильк >іі 4 — сверление но флгьце; 5 — короб; б — ік-рсгорсд
ка в коробе. 7—Огпод пара
трубопровод VIII отбора на ПНД № 2. Теп¬
лота этод'воцлтся -к шпилькам через внешнюю
поверхность, превышающую -внутреннюю для
шпилек ЦВД и ЦСД соответственно в 8 и
5 раз, а в прогреве фланцев также дополни
тельно участвуют значительные поверхности
отверстий для шпилек. Обогрев фланцев ЦВД
организован только на участке, соответствую-
щеги межцитиндровому простраяству
Коллекторы подвода пара к ЦВД и ЦСД
(см. § 1.4) для возможности индивидуальной
регулировки разделены. Благодаря вварива¬
нию в короба горизонтальных перегородок
рабочее давление в раздаточных коллекторах
повышено до 0,39—0,49 МПа (4.0—
5,0 кгс/см2), что значительно интенсифициро¬
вало теплообмен в системе обогрева Предо¬
хранительные клапаны при этом -настраивают¬
ся -на 0,59 МПа (6,0 кгс/см2).
При проведении пусков из холодного и нс-
остывшего состояний с использованием модер¬
низированной системы обогрева практически
не ограничивается темп пуска турбины Бла¬
годаря этому оказалось возможным сократить
продолжительность пуска из указанных со¬
стояний вдвое при значительном улучшении
термонапряженного состояния корпусов ЦВД
и ЦСД. Обогрев однокорпусного* ЦСД прак¬
тически ^решил вопрос снижения допустимых
значений разностей температуры по' ширине
фланцев в сечении ларовпуска. Перегрев шпи¬
лек при работе системы обогр не наблю¬
дался.
Следует указать на возможность исполь¬
зования системы обогрева фланцевых соеди¬
нений корпусов для ускорения расхолажива¬
ния турбины перед ремонтом.
37

3. . ПЕРЕДНЯЯ И СРЕДНЯЯ ОПОРЫ ПОДШИПНИКОВ
Опора переднего подшипника воспринима¬
ет и передает на фундамент статическую на¬
грузку от массы корпуса ЦВД, статическую и
динамическую нагрузки от РВД, а также уча¬
ствует в организации тепловых расширений
турбины, В опоре установлен опорный под
шипник № 1 валопровода турбины; на ней и
в неп размещены основные органы системы
рсі у дарования и защиты турбиіпы (рис. 3.8)
Опора состоит из корпуса и крышки, раз¬
деленной вертикальными разъемами на три
части: переднюю 11, промежуточную 10 и
крышку опорного подшипника 9 Корпус, яв¬
ляясь силовой конструкцией, служит также
картером .для слива масла из опорного под¬
щипника и колец автомата безопасности при
их испытании маслом. Кроме того, в корпус
сливается вода из элементов системы регули¬
рования. В связи с этим корпус разделен по¬
перечной перегородкой іна две полости; .в ме¬
сте прохода через перегородку ротора выпол¬
нено уилогшение, состоящее из мастоотбойни-
ка и водоотбойника. Система внутренних
продольных и поперечных рсбѳр, а также
внешних поперечных ребер обеспечивает же¬
сткость корпуса.
Из-за сложной конфигурации корпуса н
крышек опоры и относительно низкой темпе¬
ратуры их при нормальной эксплуатации
опоры для первых ^турбин изготовлены из се¬
рого чугуна СЧ 15-32, характеризующегося
хорошим і литейными свойствами, дешевиз¬
ной ч достаточной прочностью К достоинст¬
вам чугунных опор относится также доволь¬
но низкий коэффициент трения чугуна по
стали.
В дальнейшем ХТГЗ перешел на производ¬
ство сварных корпусов опор из листовой уг¬
леродистой стали ВСтЗ, сохранив основные
конструктивные черты литых корпусов Свар¬
ные корпуса изготавливаются в основном из
листа толщиной 25—30 мм
Корпус ЦВД, масса которого является ос¬
новной статической нагрузкой опоры, своими
лапами со стороны регулятора опирается на
площадки, 'специально выполненные по бокам
корпуса опоры. Для уменьшения потока теп¬
лоты, передаваемой от горячих лап ЦВД, на
этих площадках устанавливаются стальные
прокладки с. канавка’ и по ні жней стороне.
11а боковых и торцевой (стороны регуля¬
тора) стенках корпуса опоры вварены флан¬
цы различной формы для установки узлов
регулирования, защиты .и присоединения тру¬
бопроводов системы регулирования
На опоре устанавливаются регулятор ско¬
рости 6, регулятор давления S, защитный зо¬
лотник 7, элскгрогндравлическая приставка,
тахометр 2, блок золотников автомата безо¬
пасности 1, аварийный маслобак подшипни¬
ка 4 и пр.
В масляном отсеке корпуса, кроме под¬
шипника, находятся автомат безопасности на
торце РВД и установленный на специальной
площадке датчик относительного расширения
РВД. В -водяном отсеке устанавливается дат¬
чик регулятора скорости 3 и привод тахогене¬
ратора
Крышка опоры делится вертикальными
разъемами по технологическим соображениям:
крышка опорного подшипника обеспечивает
натяг по установочному кольцу опорного под¬
шипника, передняя крышка закрывает отсек
с датчиком регулятора скорости и трубопро¬
водами системы регулирования; промежуточ¬
ная крышка снимается в случае необходимо¬
сти доступа к автомату безопасности
Для ограниченного доступа к автомату на
промежуточной крышке имеется прямоуголь¬
ный люк, через который можно произвести
регулировку пружин колец автомата Разде¬
ление крышки позволяет при проведении мон¬
тажной наладки или при ремонте производить
работы в одном из отсеков опоры С этой
целью тіа линии -подвода масла к аварийному
бачку опорного подшипника, установленному
на передней крышке, поставлен двухходовой
кран, отсекающий при необходимости подачу
масла. При работе турбины эти- кран дол¬
жен быть обязательно открыт
Для устранения протечек -по горизонталь¬
ному разъему та зеркале фланца корпуса,
в том числе и на перегородке между поло-
38

стихіи выфрезерована канаѳка-, в которой со¬
бирается просачивающаяся -по внутреннему
упт одни гольному пояску жидкость и слива¬
ется обратно в свои отсеки.
В расточке торцевой стенки опоры в ме-
■^тс выхода РВД для предотвращения выбива¬
ния масла из опоры установлен маслоогбой-
нчк 12 Усики маслоотбойников подгоняются
по ротор} с зазором 0,3—0 35 мм и не позво¬
ляют масляной пленке распространяться по
ротору наружу. Важную роль в, этом играет
усик па роторе, сбрасывающий масляную
пленку 'В «карман маслооібойника, откуда
масло стекает в корпус «поры.
В нижней части боковых стенок корпуса
выполнены высппы, за которые опора скоса¬
ми крепится к фундаментной плите
Средняя опора воспринимает и передает
на фундамент нагрузку от масс ЦВД и Ц*-
а -также -статическую и динамическую нагруз¬
ку от РВД и РСД В опоре, кроме опорное?
подшипника № 2, помешаются упорный
юдшиііник, муерта РВД — РСД и датчик
осевого сдвига ротора. Как и передняя, -сред¬
няя опора участвует в оргачиэации теплового
расширения турбины.
Конструктивно опора аналогична перед¬
ней, опа состоит из корпуса іі -крышек упорно¬
го и опорного подшипников На крышке упор¬
ного подшипника выполнен сварной аварий¬
ный маслобак с отдельными отсеками для
упорного и опорного подшипников
Корпус упорного подшипника устанавли¬
вается в расточке опоры подгонкой устапо-
воччых колец так, чтобы люфт в осевом на¬
правлен превышал 0,05 мм
Глава четвертая
КОНСХ?УНЦИЯ СТАТОРНЫХ УЗЛОВ
4,1. КОНСТРУКЦИЯ КХЖ1УСА ЦЦД
Отливки нижней и верхней половин на¬
ружного (внешнего) корпуса (рис. 4.1) мас¬
сой по 25 т характеризуются простотой фор¬
мы, отсутствием резких переходов, сложных
внутренних камер и ребер, что не только
улучшает технологичность их производства,
но и способствует более равномерному рас-
пределспию температуры в корпусе при раоо-
те. Толщина цилиндрической стенки коотпч
в зоне межципнндрового пространства
130 -мм, в зоне выхлопа — 75 мм, а наиболь¬
шею'толщину имеет торцевая стенка стороны
паровпуска — 190 мм Материал
хромомолибзенованадиевая сталь 20XMQ-- 1.
Все паропроводы присоединяются -к корпу¬
су пр-иваркой, с тем чтобы избежать концен¬
трации металла в местах присоединения. При¬
варка паровпускных патрубков 4, омываемых
паром с температурой 560° С, -к корпусу, ме¬
талл -которого предназначен для работы пра
температуре до 530° С, выполнена через про¬
межуточную втулку 3 из более жаропрочной
стали 15Х1М1Ф На длине втулки происходит
падение температуры до вечичины, допусти¬
мой для метал ча наружного корпуса. Умень¬
шение -подвода тепла к наружному -корпусу чі
промежуточной -втулке путем лучеиспускания
от паровпускного патрубка обеспечивается
установкой в кольцевом зазоре трехслойного
теплового экрана 7, выполненного из стали
1Х18Н9Т.
Обечайки экрана виз одном конце сварен*
между -собой через -небольшие бонки; равно¬
мерность зазора между обсчаймм» обеспечи¬
вается приваркой таких же бо-нок .к внутрен¬
ним обечайкам в среднем -сечении и -на дру-
іом конце экрана. Экран опирается на коль¬
цевые пояски патрубка и закреплен на ком
цилиндрическими штифтами в среднем по дли
не сечении, что обеспечивает свободу его теп¬
ловых расширений.
Сечение фланцев іоризонтачьного разъе
ма и размеры стягивающего их крепежа оп¬
ределяются усилиями от давления пара внут¬
ри корпуса, стремящеюся оторвать одну ею
половину от другой. Эго усилие только в зо¬
не межцнлиндрового пространства составляет
около 34 800 кН. Для ею восприятия с ооес-
печепяем плотности фланец горизонтального
разъема выполняется шириной 400 и высотой
500 мм и -стягивается шпильками М160Х4 с
колпачковыми гайками на оооих концах. При
температуре пара в межцилиндровом прост¬
ранстве 430° С для шпилек и гаек применена
крепежная сталь 25Х2М1Ф (ЭИ-723). Мень¬
шее давление пара -в зоне камеры I отбора
позволяет использовать шпильки М1 ’ѵ
выполненные из стали 25Х1М1Ф а - - -
выхлопа—М76Х4 из стали 25X1 МФ (ЭИ-10),
а гайки—из стали 35ХМ
Подвод пара для обогрева в обнизку флан¬
цев обусловил необходимость предотвраще¬
ния протечек пара по резьбе между гайками
и шпильками (рис. 4.1, Б-5).
С уменьшением нагрузки ступенчато умень¬
шается и сечение фланца нижней половины
корпуса, «в то время как фланец верхней по¬
ловины,’ продолжением которого^ являются
опорные лапы, выполняется по всей длине по¬
стоянной .-высоты для обеспечения «необхози-
39
Ml 00X4,
в зоне

Рис. 4 1 Внешний корпус ЦВД
і — втуіка. 4— патрубок пароьпуска.
мой жесткости опорных лап в местах заделки.
Для снижения термических напряжений пере¬
ход от фланца к стенке выполняется очень
плавно — радиусом 700 мм.
Для обеспечения соответствующего и не¬
изменного взаимного расположения верхней
и інижней половин корпуса с учетом жесткости
корпуса и разницы температур этих половин
при работе две пары шпилек М160Х4 и одна
пара шпилек М76Х4, разнесенные по длине
корпуса, выполняются установочными (сум¬
марный зазор на диаметр не превышает
0,05 мм).
Повышение контактных -напряжений на
зеркале фланцев для обеспечения плотности
Фланца создается за счет выполнения обниз¬
ки на поверхности фланца тане, что контакт
осуществляется только по ©нутреннему и
внешнему пояскам. Обнизка используется
также для пропуска пара, обогревающего
ф танцы и шпильки.
40
Лапы -верхней и нижней половин корпуса
выполнены б виде двутавровых балок пере¬
менной высоты и шй-риіны по длине; у основа¬
ния лапы верхней половины по высоте одина¬
ковы с Фланцем. Лапы нижней половины,
передающие нагрузку от -массы всего цилинд¬
ра только при монтажно-демонтажных рабо¬
тах, имеют гораздо меньшее сечение по -срав¬
нению с лапами верхней половины. I Ір-огиб
лап в рабочих условиях менее 0,1 мм.
Для уменьшения радиационного подвода
тепла к средней опоре на лапах верхней
половины корпуса со стороны паровпуска
установлены тепловые экраны, представляю¬
щие собой тонколистовой стальной кожух,
заполненный асбестом.
На внутренней поверхности корпуса вы¬
полнены два .кольцевых паза для установки,
обойм диафрагм 6—9-й и 10 и 11-й ступеней,
а также кольцевые пазы для установки обойм
переднего и заднего концевых уплотнений.

Рис. 4.2. Внутренний „орпус ЦВД
Внутренний корпус ЦВД (рис. 4 2) вы¬
полнен -с горизонтальным разъемом, стяги¬
ваемым проходными шпильками, его верхняя
и нижняя половины одинаковы
Отливки внутреннего корпуса довольно
сложны из-за выполнения © них сопловых
камер. Оригинальная конструкция камер ооес-
печивает прогрев корпуса по всей окружности
при пуске ма регулирующих клапанах начиная
с момента толчка турбины. Благодаря этому
обеспечиваются приемлемые термические на¬
пряжения в стенках, разделяющих сопловые
камеры. Дуга сопл ® каждой половине кор¬
пуса разделена на три труппы, причем, две
крайние труппы -соединены между собой.
При развороте турбины и последующем
нагружении до 70% номинальной мощности
пар одновременно поступает по одному пат¬
рубку к -верхней и по одному к чіижпей поло¬
винам корпуса и, растекаясь по полуокруж¬
ности, попадает в сегменты сопл, располо¬
женные у разъема. При этом обеспечивается
.не только равномерность прогрева верха и
пиза корпуса по всей -окружности, но ті сим¬
метричность паровых усилий иа ротор.
Повышение нагрузки до 85% осуществля¬
ется подачей пара к среднему сегменту сопл
в нижней воловине корпуса и до 100 /о
к среднему сегменту сопл в верхней половине
корпуса
Фланцы горизонтального разъема энутрен-
него корпуса выполнены ступенчатыми по
длине в соответствии с изменением перепада
давления, действующего па стенку корпуса
Для -повышения удельного давления на пло¬
скости разъема выполнены обнизки
Крепеж корпуса изготавливается из стали
20Х1М1ФТР (ЭГІ-182), обеспечивающей на¬
дежную работу при температуре до 565° С.
Внутренний' корпус изготовлен для первых
турбин из жаропрочной стали 15ХМФКР, раз¬
работанной совместно ЦНИИТМАШ й ХТГЗ
и обеспечивающей даделитую работу конст¬
рукции до температуры 580° С Снижение на¬
чальной температуры пара позволило перей¬
ти -к изготовлению его из стали 15X1 Ml Ф-Л.
Рис 4.3 Внешний корпус ЦСД
Чтобы во время эксплуатации ту-рбипы
предотвратить задирание и выработку кон¬
тактной поверхности теплоподвижного соеди¬
нения внутреннего корпуса с паровпускными
патрубками, в горловины внутреннего корпу¬
са установлены втулки, выполненные из ста¬
ли 20Х1М1Ф1ТР, твердость материала кото¬
рых доведена до 200—250 НВ. Втулки за¬
креплены в горловинах кольцевыми шпон¬
ками.
Д.2, КОНСТРУКЦИЯ КОРПУСА СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ
В связи с широким диапазоном темпера¬
тур пара, омывающего -корпус ЦСД, — от
565° С в паровпускной части до 215° С за
12-й -ступенью — корпус выполняется сварным
из двух частей Паровпускная часть отливает¬
ся из жаропрочной хромомолибдепованадие-
вой стали 15Х1М1Ф-Л, а часть „корпуса, омы¬
ваемая паром с температурой 323° С (за
8-й ступенью) и ниже, отливается из углеро¬
дистой стали 25Л (рис. 4.3).
Наибольшую толщину стенка корпуса име¬
ет *в паровпускной части, где -тороидальная
стспка—до'170 мм, а цилиндрическая —
105 мм; по мере снижения параметров кара
по проточной части толшина степки ступенча¬
то уменьшается и вся часть корпуса из угле¬
родистой стали выполнена толщиной 50 мм
Цилиндрическая часть корпуса выполня¬
ется на стороне ЦНД увеличенного диаметра
для образования кольцевой камеры отвода
41
пара -на II и III потоки ЦНД Соотношения
размеров входного п поперечного сеченіиі ка¬
меры выбраны таким образом, чтобы на вхо¬
де в первый поток по окружности не возни¬
каю заметной шерданомерности давления,
которая могта бы отразиться на надежности
рабочих лопаток 1-й ступени.
Корпус ЦСД чіа этой стороне заканчивает¬
ся вертикальным кольцевым флашцеаі, кото¬
рым с помощью болтов М42Х4, выполненных
из углеродистой стали, жестко присоединяет¬
ся к ЦНД. Для плотности разъема сотрясае¬
мые поверхности фланцев пришабриваются.
Корпус имеет горизонтальный разъем, сов-
да чаюший с осью турбины, со ступенчатым
по длине изменением сечения фланца. Фланец
в районе паровпускной камеры при ширине
•300 мм имеет высоту 420 дим для обеспечения
жесткости опорных лап корпуса. По мерс
уменьшения сечения фланца соответственно
изменяются размеры и материал крепежа:
іппичьки Ml00X4 выполняются из сплава
ЭИ=-765 на участке паровпуска (позже мате-
риат заменен на ЭП-182), шпильки М64Х4 —
из ЭИ-723 на участке камеры III отбора,
шпильки М.56 X 5,5 на участке камеры IV от¬
бора и шпилькп М48Х5 -на остальной части —
из углеродистой стали.
Нижняя половина корпуса тіо своей форме
значительно сложнее верхпей: д нижней по то-
вине на фланцах присоединяются два .паро¬
впускных патрубка; из нее выводятся три от¬
бора, причем объемные расходы и конструк¬
тивные соображения определяют вывод этих
отборов пятью патрубками; кроме того, выво¬
дятся два отсоса из камер концевого уплотне¬
ния (тремя патрубками) Для уменьшения
местных концентраций масс металла все от¬
боры выводятся через приваренные .к корпу¬
су штуцера, к .которым •привариваются трубо¬
проводы отборов.
На верхней половине корпуса в отсеках
камеры отвода пара на II и III потоки ЦНД
с обеих сторон выполнены люки, через кото¬
рые можно производить осмотр рабочих ло¬
паток 12-й ступени РСД и устанавливать ба¬
лансировочные грузы в паз на РСД при
подбалапсировке турбины на электро¬
станции.
Прп переходе на .двухкорпусную конструк¬
цию ЦСД внешний корпус существенно изме¬
нен в паровпускной части б связи с установ¬
кой внутреннего корпуса, но б зоне за 4-й сту¬
пенью остался без изменений. Б паровпуск¬
ной части увеличен внутренний диаметр внеш¬
него корпуса для возможности размещения в
нем ’.внутреннего корпуса, уменьшены толщи¬
на стенки, в том числе тороидальной до
70 мм, и сечение фланцев горизонтального
разъема (высота уменьшилась до 3.50 мм).
42
Изменение температурного режима паро¬
впускной части корпуса позволило использо¬
вать менее жаропрочные материалы для
корпуса — сталь 20ХМФ-Л, для шпилек —
сталь 25Х2М1Ф
Небольшой внутренний корпус -из стали
15Х1М1Ф-Л, в котором устанавливаются соп¬
ловой аппарат и диафрагмы 2—4-й ступеней,
подвешивается в наружном корпусе на четы¬
рех лапах у разъема, фиксируется в осевом
и поперечном направлениях аналогично внут¬
реннему корпусу ЦБД Отличие имеется лишь
в том, что на внутреннем -корпусе ЦСД чзы-
по.ьняется одна вертикальная шпонка в осе¬
вой плоскости па торцевой стенке нижней по¬
ловины
На нижней половине корпуса имеются два
патрубка, в расточки которых входят паро¬
впускные патрубки, приболченные к наружно¬
му корпусу. Конструкция теплоподвижного
соединения паровпускных патрубков с ’внут¬
ренним корпусом аналогична описанной в
§ 4.1.
4.3.	КОНСТРУКЦИЯ КОРПУСА И ОБОЙМЫ ЦНД
Трехпоточный ЦНД турбины, как отмеча¬
лось в § 34, в части II ч III потоков пред¬
ставляет собой двухкорпусную конструкцию.
Применение обоймы ЦНД при довольно высо¬
кой температуре пара та входе -в цилиндр по¬
зволяет сравнительно просто и, главное, на¬
дежно решить вопрос соединения «горячих» и
«холодных» частой ЦНД, уменьшить относи¬
тельные перемещения по проточной -части II
н JI1 потоков
Обойма ЦНД, как и любой внутренний
корпус, служит для организации проточной
части II и III потоков, включая общую тля
них паровпускную полость, а кроме того,
в пей организованы камеры отборов-. Исполь¬
зование обоймы тля двух потоков предопре¬
делило ее симметрию относительно плоскости
паровпускных патрубков
Обойма (рис 4 4) представляет собой
цельносварную конструкцию с горизонталь¬
ным разъемом Детали обоймы изготавлива¬
ются из листовой углеродистой стали БСтЗ.
Каждая половина обоймы .состоит -из сваль¬
цованной ’из тпета внешней стенки, к которой
приварены шесть перегородок в виде полуко-
тец и фланцы горизонтального разъема.
На фланцах нижней половины у торцов
обоймы выполнены лапы, которыми обойма
опирается :на специальные площадки в корпу¬
се ЦНД. На утолщенной части фдапца в по¬
лости оси паровпусков -выполнен вертикаль¬
ный зуб, фиксирующий обойму в -осевом -на¬
правлении.
Для упрощения центровки обоймы в верти-

Рис. 4 4. Обойма ЦІІД.
фиксирующий
6 — піаГіба,
калькой направлении иод лапы устанавлива¬
ют прокладки, толщину которых можно ме¬
нять, а для упрощения распределения осевых
зазоров по проточной части по обе -стороны
зуба -в шпопочныи паз устанавливаются за¬
кладные Г-образцые шпонки Центровка
обоймы в поперечном направлении осущест¬
вляется осевыми шпонками, приваренными -к
стенке обоймы в вертикальной плоскости у
торцов
К нижней половине обоймы приварены де¬
вять патрубков- один диаметром 700 мм
VI отбора іи в каждом потоке по два диамет¬
ром 350 мм VIII отбора и .цо да трубк'
диаметром 450 мм IX отбора.
Для предупреждения температурных де¬
формаций на обойме и лароподводящих пат¬
рубках устанавливаются тепловые экраны
(см. рис. 4.4, поз. 4), крепление воторых и
стыковка между собой обеспечивают им сво¬
боду тепловых расширений.
Кроме предотвращения -деформации обой¬
мы экраны обеспечивают снижение тепловых
потерь через "тепку рбо“»ѵы
Для предупреждения протечек пара по
разъемам переіородок -на двух центральных
перегородках со стороны паровпускной поло¬
сти приварены фланцы горизонтального разъ¬
ема, которые через смотровые люки на обой¬
ме стягиваются крепежом
Габариты корпуса ЦНД столь велики
(размеры присоединения к переходному па¬
трубку 10,14X7,7 м2), что по условиям транс¬
портных габаритов корпус разделен верти¬
кальными поперечными разъемами на трп ча¬
сти - выхлопные патрубки трех	потоков.
Каждый выхлопной патрубок горизонтальным
разъемом дели	па верхним ■
ЛОЛИНЫ
При монтаже турбины -нижние половины
всех .выхлопных патрубков сболчиваются
между собой, причем крепеж располагается
не только по внешнему -контуру, по с учетом
больших нагрузок, действующих на корпус
ЦНД, и по нескольким рядам дополнитель¬
ных вертикальных фланцев, что обеспечивает
совместную работу всего -корпуса. Для обес¬
печения -вакуумной плотности корпуса разъе-
43

мы нижних половин выхлопных патрубков
завариваются по внешнему (контуру.
Крепеж пта этих фланцах — боліы ИЗО из
углеродистой стали.
ІІижние половины выхлопных патрубков
являются основными -силовыми элементами
корпуса ЦНД, воспринимающими как (нагруз¬
ку от атмосферного давления, так и статиче¬
ские нагрузки от обоймы ЦНД и роторов и
динамические нагрузки, действующие при на¬
личии неуравновешенности масс роторов. Для
обеспечения достаточной жесткости эгт части
корпуса выполняются «сотовом» конструкции.
Внутри корпусов имеется система вер шкаль¬
ных осевых и поперечных ребер, расположен¬
ных с шагом 1000—1300 мм, которые в связи
с относительно небольшой толщиной (30—
40 мм) не представляют значительного со¬
противления паровому .потоку. Ребра выпол¬
няются по всей высоте іцижних -половин кор¬
пуса. В ребрах вырезаны окна дня выравни¬
вания давления >и перераспределения расхода
лара по всему сечению корпуса С этой же
целью к ребрам в зоне (выхода пара из по¬
следних ступеней приварены горообразные
направляющие листы.
Цилиндр низкого давления опирается па
фундаментные плиты по периметру, за ис¬
ключением -места присоединения ЦСД, бал¬
коном, представляющим собой горизонталь¬
но приваренную к корпусу .полосу. Жесткость
узла приварки полосы обеспечивается мощ¬
ными ребрами, доходящими до фланца .гори¬
зонтального разъема. Для предупреждения
продольного прогиба балкона по его краю
приваривается вертикальное ребро жесткости
Опорная поверхность балкона выполняется
в виде отдельных приварных прямоугольных
бопок
К торцевой стенке нижних половин со сто¬
роны генератора .в I и III потоках и стороны
регулятора во II потоке приварены конусы,
в которых вварены опоры подшипников,
а также -нижние половины -корпусов концевых
уплотнений. Каждый копус, кроме того, опи
рается на продольное ребро корпуса. ІІолу-
кольцо-ложе подшипника опирается -па конус
поперечным ребром, а также двумя продоль¬
ными ребрами, между которыми расположен
картер подшипника. Внутри конусов вварива¬
ются трубы подвода -масла к подшипникам и
слива из них, а также трубы подвода пара на
уплотнение и отсоса из уплотнения паровоз¬
душной смеси.
Каргеры подшипников накрываются
крышками, на одной нз них— па «крышке
опоры подшипника № 5 монтируется валопо¬
воротное устройство (ВПУ). Крышки имеют
вертикальные разъемы, позволяющие иметь
независимый доступ .к каждому из -подшип-
4-1
ников для ревизии и к муфтам роторов для
установки балансировочных грузов.
Фланцы -вертикального разъема верхних
половин II п III потоков размещены на -внут¬
ренней стороне корпуса и -стягиваются болта¬
ми МЗО. Фланцы выполнены достаточно мощ
пыми іи играют заметную роль -в обеспечении
жесткости верхних половин корпуса Обычно
при вскрытии ЦНД этот разъем не разботги-
вается.
В турбине К-300-240 верхние половины
корпуса ЦНД изготовлены с двойной стен¬
кой: внешний лист толщиной 16 мм, -внутрен¬
ний— 12 мм и вварешгыми между пимн реб¬
рами переменной высоты, уменьшающейся по
мере приближения к фланцу горизонтального
разъема. Внешний лист выполнен сплошным,,
насколько это позволяют размеры стандарт¬
ных листов, а .внутренние листы выполнены
шириной, соответствующей расстоянию между
ребрами, (накладываются на ребра и привари¬
ваются к этим.
В торцевых стенках верхних половин вы¬
хлопных патрубков выполнены .конусообраз¬
ные проемы для -возможности вскрытия опор*
пых подшипников без вскрытия корпуса ЦНД
На боковых .стенках имеются люки-лазы ыя
сболчивания внутренних фланцев и для воз¬
можности осмотра рабочих лопаток послед¬
ней ступени ЦНД при остановках турбины.
Большую роль в обеспечении жесткости
верхних половин играет центральное (осе¬
вое) -ребро, связывающее стенку с листом
проема.
Поскольку, как показати исследования,
экранирование обоймы ЦНД не дает доста¬
точного эффекта из-за попадания влажного
пара -вод него, то часть -простра-нства коциу-
са ЦНД, в -котором расположена обойма, от-
горо/кѳна от -основного потока пара.
Б ходе эксплуатации выявилась повышен¬
ная чувствительность турбины к неуравнове¬
шенности РСД и РНД, .причем снятые в ходе,
балансировочных пусков амплитудно-частот¬
ные и фазо-частотные характеристики опоры
подшипника М 4 указывали на близость соб¬
ственных частот системы к рабочей частоте
вращения турбины Опора подшипника № Л.
находится в наиболее тяжелых условиях, по¬
скольку (наиболее удалена от контура опира¬
ния ЦНД эта фундаімент (опоры (Подшипников
№ 3 и № 5 находятся вблизи балконов аіа
торцевых сторонах -корпуса ЦНД).
Для изучения природы повышенной виб¬
рации и разработки мероприятий по ее устра¬
нению ХТГЗ совместно с ЦКТИ провел ис¬
следование динамических харакгсрпстик опор
турбины іга Змисвской ГРЭС и -более деталь¬
ное изучение колебаний элементов выхлопных
патрубков под воздействием на них динами-
чеекцх нагрузок на испытательном стенде за¬
вета
Результаты исследований использованы
при модернизации ЦНД.
По результатам иссле товгпий увеличена
жесткость корпуса ЦНД, увеличены тол¬
щины ребер, па которые опираются конусы;
усилен узел связи 1 и II -потоков, образующий
поперечную балку, на которую опираются -ко¬
нусы подшипников N° 3 и № 4, усилено сое¬
динение картера с конусом. Кроме того,
установка крепежа па поперечных перегород¬
ках, выгораживающих отсек обоймы, обеспе¬
чите большую -степень участия верхних по то-
ши корпуса в системе жесткости опор.
Испытания модернизированной конструк¬
ции показали, что податливость опор в верти¬
кальном •направлении значительно снизилась,
при этом на опоре подшипника № 4 увеличен
интервал между собственной частотой -и ра¬
бочей частотой вращения турбинъ! В резуль¬
тате резко сократилось число балансировоч¬
ных пусков на электростанциях, а некоторые
турбины при пуске пз монтажа вообще не -тре¬
буют подбалансировки в собственных под¬
шипниках.
Наряду с изменением конструкции выпу¬
скаемых турбин по отработанной технологии
проведено ужестогепне корпусов ЦНД тур¬
бин на электростанциях, что привело к зна¬
чительному снижению их чувствительности к
небалансу па РСД н РНД и улучшило виб¬
рационные показатели.
При модернизации корпуса ЦНД одно¬
временно улучшались аэродинамические ха¬
рактеристики; так, за лопатками последней
■ступени каждого потока для более равномер¬
ного распределения потока пара по сечению
переходного патрубка дополнительно установ¬
лены торообразные направляющие листы.
4.4.	ОБОЙМЫ ДИАФРАГМ
Обоймы диафрагм предназначены для
размещения в них диафрагм, а также для
образования совместно с корпусом цилинд¬
ра камер отбора.
Обоймы ЦБД и ЦСД конструктивно одно¬
типны, отличаются геометрическими разме¬
рами, различным числом пазов под диафраг¬
мы (определяется тепло.перепадом между со¬
седними отборами) и материалом, отор
го выполняются
В зависимости от рабочей температуры
обоймы диафраім изготавливаются из хромо¬
моли бденованадисвых сталей 15Х1М1Ф-Л—
обойма 1—4-й ступеней однокорпусного ЦСД
(рабочая температура выше 500° С),
20ХМ.Ф-Л — обоймы 6—9-й ступеней ЦБД я
■5—8-й ступеней ЦСД (температура 400—
500° С), а остальные (температура ниже 400—
350° С)—аз углеродистой стали 25Л.
При расчете обойм определяется их дефор¬
мация, поскольку прогибы -обойм сравнимы с
прогибами диафрагм и должны учитываться
при выборе зазоров в проточной части Среди
обойм -наибольший расчетный прогиб оказал¬
ся у наиболее напряженной -обоймы 5—
8-й ступеней ЦСД — 0,86 мм. Прогибы
остальных обойм не превышают 0,3 мм.
Обоймы нагружены внешним сжим-аюшнм
перепадом давления на стороне входа пара и
раскрывающим горизонтальный разъем пере¬
падом со стороны выхода пара. Учитывая та¬
кой характер нагружения, крепеж на фланце
горизонтального разъема располагают несим¬
метрично на фланце в -камере более высокого
давления достаточно минимального крепежа,
создающего начальное уплотнение разъема,
затем он самоуплотняется, а в камере более
низкого давления крепеж должен обеспечи¬
вать плотность разъема. Однако фланцы го¬
ризонтального разъема обойм не должны
быть широкими чтобы не пережимались ка¬
моры отбора, что создает неравномерность
поля давления не только в камере отбора, во
и в ступенях перед и за отбором
В качестве крепежа фланцев горизонталь¬
ного разъема на обоймах используются
шпильки М36—М42, завинчиваемые во фла¬
нец нижней половипы, с колпачковыми гайка¬
ми Б зависимости от рабочих температур
для крепежа используются стали 25Х2М1Ф
(ЭИ-723), 25Х1ИФ (ЭЙ-10), а также сталь 35.
Па рис 4 5 представлена обойма 10-й и
11-й ступеней ЦВД. На периферии опорного
зуба выполняется гребень шириной 65 мм.
которым обойма устанавливается в расточке
корпуса, опираясь на него в осевом направ
леняч Перепад давления между соседними
камерами отборов вместе с осевыми усилия¬
ми, передаваемыми ла обойму диафрагмами,
прижимает опорный гребень к пазу в корпусе
цилппдра по пояску шириной 20—22 мм, со¬
здавая контактные напряжения, предотвра¬
щающие перетечки между камерами
Совпадение плоскостей опорного гребня и
расточек под диафрагмы в нижней и верхней
половицах обойм обеспечивавіея установоч¬
ными штифтами на горизонтальных разъемах
Во фланцах верхней -половины обоймы вы¬
полняются два — четыре резьбовых отверстия
под отжимные болты, обеспечивающие при
ремонтных работах снятие, верхпей половины
обоймы без повреждения диафрагменных уп¬
лотнений в нижней половине.
Обоймы диафрагм подвешиваются во
внешних корпусах цилиндров на специальных
шпонках, привинчиваемых к нижней половине
обоймы
45

Рис. 4 5. Обойма диафрагм 10-й и II -й сп пеней ЦВД.
I — пітнфт установочной. 2 —шпонка установочная, 3 —усик
ііадбандагкного уплотнения, 4 — ияіокка специальная; 5 — внкт
В поперечном направлении каждая обой¬
ма фиксируется установочной шпонкой, кото¬
рая крепится в расточке под обойму в ниж¬
ней половине корпуса Своей призматической
частью шпонка с зазором 0,03—0,06 мм нхо-
Інт в паз на опорном гребне обоймы.
Радиальный зазор между обоймой и кор¬
пусом цилиндра и установка обоймы на ука¬
занных трех шпонках обеспечивают свободу
тепловых расширений обоймы относительно
более холодного корпуса о сохранением цент¬
ровки.
Для фиксации начального осевого положе¬
ния обойм в корпусе на нерабочем стороне
опорного гребня устанавливаются винты М12,
осевой зазор между этими винтами и расточ¬
кой в корпусе цилиндра подгоняется в преде¬
лах 0,2—0,3 мм.
В некоторых обоймах, как и в приведенной
на рис. 4.5, устанавливаются усики радиаль¬
ных надбапдажных уплотнений 3 Сегменты
этих усиков нарезаются из стальной ленты
(1Х18Н9Т), зачеканиваются в пазах обоймы
и протачиваются по соответствующему про¬
филю На стыках 'чм ментов оставляются за¬
зоры 0,4—0,6 мм.
46
4.5.	СОПЛОВЫЕ АППАРАТЫ И ДИАФРАГМЫ
Направляющие лопатки, образующие соп¬
ловую решетку, конструктивно объединяются
в сопловые аппараты или диафрагмы Основ¬
ной нагрузкой, действующей на эти узлы, яв¬
ляется перепад давления, равномерно распре¬
деленный по поверхности, и реактивный кру¬
тящий момент.
Наибольший перепад давления действует
на сопловой аппарат регулирующей -ступени
•в режиме иодного открытия 1-го и 2-го "регу¬
лирующих клапанов Сопловой аппарат регу-
аирующей ступени состоит из шести сегментов
(см. § 6.1).
Для обеспечения прочности конструкции
каждый сегмент выполняется в виде ковано¬
го корпуса с силовыми стойками каплевидно¬
го сечения, соединяющими тело и обод, в
вваренной в него сопловой решетки.
■Сегменты соплового аппарата заводятся в
соответствующую расточку внутреннего кор¬
пуса ЦВД. Перетечки из сопловы.х камер в
Проточную часть помимо сопловых каналов
устраняются прижатием перепадом давления
сегментов к расточке корпуса, предваритель¬
ное прижатие осуществляется винтами на пе¬
риферии и на внутренней части соплового ап¬
парата. -Эти винты предотвращают также виб¬
рацию соплового аппарата при режимах с
пульсацией нагрузки турбины.
Перетечки пара в проточную часть из соп¬
ловых камер иа стыке между сегментами лик¬
видируются устанавливаемой здесь по тугой
посадке уплотнительной шпонкой. С этой же
целью устанавливаются специальные шпонки
па торцах сегментов у разъема внутреннего
корпуса.
Все детали соплового аппарата выполня¬
ются из жаропрочной стали 1Х12ВНМФ.
Рнс. 4 6. Диафрагма ЦВД с узкими лопатками и стой¬
ками.

В ЦВД на 2—11-й ступенях применены
диафрагмы с силовыми -стойками у узкими
направляющими лопатками (рис. 4.6). Наи¬
более напряженным элементом диафрагм яв¬
ляются стойки у разъема, напряжения в кото¬
рых в 2—4 раза выше, чем в теле диафрагмы.
На диафрагмы ЦВД действуют перепады
давления, уменьшающиеся от 2,16 МПа па
2-й ступени до 0,77 МПа на 11-й ступени.
Ширина опорного пояска, по которому диаф¬
рагмы прижимаются перепадом давления к
расточке во внутреннем корпусе или обойме
диафрагм и который одновременно является
уплотнительным, "составляет 15 мм. На вну¬
тренней расточке диафрагм выполняется паз
специального профиля для установки кольца
диафрагменного уплотнения, а в диафрагме
2-й ступени устанавливаются два кольца уп¬
лотнений
На ободе каждой диафрагмы как на сто¬
роне паровпуска, так и на стороне паровы¬
пуска имеются небольшие козырьки, в кото¬
рых зачеканиваются сегменты усика иадбан-
дажного радиального уплотнения.
При модернизации турбины в ЦВД уста¬
новлены диафрагмы с лопатками, имеющими
увеличенный момент сопротивления за счет
удлинения входной части профиля. Применяя
такой способ усиления профиля, можно, не из¬
меняя числа каналов диафрагмы, а следова¬
тельно, вибрационной настроится рабочих ло¬
паток, значительно повысить прочностные ха¬
рактеристики диафрагмы и выполнить ее без
силовых стоек.
•Модернизированная диафрагма (рис 4.7)
изготавливается приваркой сопловой решетки
к телу 5 и ободу 1 как со стороны тіаровпуска,
так и со стороны паровыпуска.
Система центровки диафрагм для ЦВД,
ЦСД и ЦНД одна (рис. 4 7)—диафрагма
подвешивается у разъема па специальных
шпонках 7, а в поперечном направлении фик¬
сируется установочной шпонкой 8, закреплен¬
ной в нижней половине внутреннего корпуса
или обоймы. Верхняя 'половила диафрагмы
свободно подвешивается на сегментных тппон-
ках 6 у разъема и при установке на место
верхней половины внутреннего корпуса или
обоймы опирается из разъем нижней полови¬
ны Осевая шпонка на разъеме, закрепляемая
обычно на ободе или теле верхней половины
диафрагмы, фиксирует ее относительно ниж¬
ней половины в поперечном направлении
На разъеме тела диафрагмы устанавлива¬
ются радиальные шпонки, препятствующие
перетечке пара по разъему Шпонки крепятся
винтами на верхней половине диафрагмы и
используются также для крепления частей
кольца диафрагменного у плотнения. Для
уменьшения возможного зазора по разъему
(зависание верхней половины диафрагмы иа
шпонках) на ободе верхней половины ради-
а іьно устанавливается винт М12, подгоняе¬
мый по расточке под диафрагму с зазором
0,2—0,3 мм.
Тела п ободы диафрагм 2—6-й ступеней
ЦВД изготавливаются из стали 15Х1М1Ф,
направляющие лопатки — из стали
1Х12ВІІМФ, диафрагмы 7—11-й ступеней —
соответственно из стали 20ХМ и из стали
1X13. Бандажи для всех ступеней изготавли¬
ваются из стали 1X13. Прогибы диафрагм
ЦВД на -расточке под. уплотнение составляют
0,24—0,59 мм.
В ЦСД большие по -сравнению с ЦВД вы¬
соты направляющих лопаток дают возмож¬
ность применять широкие профили, благода¬
ря чему диафрагмы ЦСД выполняются свар¬
ными, аналогичными по своей конструкции
модернизированным диафрагмам ЦВД.
Значительная ширина профиля позволяет
выполнить зга разъеме состыкованную .направ
ляющую лопатку (частъ профиля в верхней
половине, а часть в нижней половине диаф¬
рагмы) и за счет этого сделать у разъема
нормальный шаг.
В связи с переходом к двухкорпуспому
ЦСД на 1-й ступени вместо диафрагмы уста¬
навливается сварной сопловой аппарат, со¬
стоящий .из двух полуколец. Эти полукольца
заводятся с разъема в соответствующие рас¬
точки нижней и верхней -половин внутреннего
корпуса и закрепляются у разъема специаль¬
ными шпонками, обеспечивающими как вер¬
тикальную центровку соплового аппарата, так
и центровку в поперечном направлении На
стороне паровыпуска к сопловому аппарату,
как и к диафрагмам, приварен козырек, для
надбандажного уплотнения 1-й ступени. Тело
и -обод соплового аппарата изготавливаются
из стали 15Х1М1Ф, а направляющие лопатки
и бандажи — -из стали 1Х12ВНМФ.
Для диафрагм ЦСД применяются в зави¬
симости от рабочей температуры те же стали,
что и для диафрагм ЦВД. Несколько боль¬
шие размеры диафраім определяют возраста¬
ние прогибов до 0.81—1.85 мм
Низкий уровень температур и малые пере¬
пады давления по ступеням ЦНД позволили
применить в турбине К-300-240 литые диаф¬
рагмы (рис. 4.8, а) из серого чугуна СЧ21-40,
в которые заливаются стальные направляю¬
щие лопатки. Такое исполнение позволило
выполнить криволинейные меридиональные
■обводы на 4-й и 5-й ступенях. Направляющие
лопатки для ЦНД изготавливались из стали
1X13; для диафрагм 5-й ступени направляю¬
щие лопатки выполнялись сварными; к про¬
фильной выходной части приваривал вход¬
ная часть из двух листов.

Б-5
Система подвески и центровки диафрагм
ЦНД аналогична описанной выше, лишь уста¬
новочная шпонка перенесена на диафрагму.
Диафрагмы 5-й ступени в отличие от всех дру¬
гих имеют фланцы горизонтального разъема,
которые стягиваются шпильками М.30. Ниж¬
няя половина диафрагмы опирается этими
фланцами на специальные опоры в обойме
пнд
Из-за значительных размеров диафрагм
возникают существенные прогибы на расточ¬
ке— до 3 мм па диафрагме 2-й ступени.
В модернизированной турбине диафрагмы
всех ступеней ЦНД выполнены сварными из
углеродистой стали с использованием для на¬
правляющих лопаток и бандажей стали 1X13.
Для оптимального меридионального обвода
периферийные бандажи на 2—5-й ступенях
выполнены коническими.
4«
На диафрагмах і—3-й ступеней на стороне
паровыпуска приварены козырьки надбан-
дажнбго уплотнения, а на диафрагмах 4-й и
5-й ступеней крепятся козырьки, ограничива¬
ющие поток иа периферии рабочих лопаток
В диафрагме 5 й ступени (рис -1 8, б) тело
и обод выполняются литыми из стали 20, при¬
чем тело для облегчения и удаления отводи¬
мой внутриканальной сепарацией влаги отли¬
вается с внутренней полостью.
Направляющая лопатка 3 для этой ди¬
афрагмы изготавливается сваркой из двух
штампованных листовых заготовок.
Для внутриканальной сепарации влаги на
входном участке направляющей лопатки со
стороны спинки выполняется радиальная щель
на длине 390 мм Полости лопаток соединя¬
ются с кольцевыми каналами, выполненными
в теле и ободе диафрагмы, из канала г » бп-

скольким рядах! в специальные кольца, уста¬
навливаемые в пазах, выполненных в узлах
статора (рис. 4.9). Уплотнение представляет
собой ряд сужений зазоров между усиками
и ротором, чередующихся с относительно ши¬
рокими камерами между усиками, в которых
энергия скорости, приобретенная в сужениях,
переходит в -тепловую. Канавки на роторе, -в
которые входят чередующиеся с короткими
длинные усики, создают ломаную траекторию
струи, поворот -ее в каждой камере способст¬
вует полному гашению скорости, а следова¬
тельно, уменьшению расхода утечки вдоль уп¬
лотнения Уптотпення ЦНД, іде велики отно¬
сительные расширения, выполнены гтаткпмн.
Уплотнительные кольца во всех цилиндрах
турбины аналогичны по своей конс-’рукции,
отличаются только диаметром, количеством
усиков и их шагом, а также материалом, вы¬
бор которого определяется рабочей темпера¬
турой.
Уплотнительные усики выполняются .заче-
капкой в пазы штампованных сегментов тол¬
щиной 2 мм и едующей проточкой их по
профилю.
На стыках сегментов оставляются тепло¬
вые зазоры 0,5 мм, причем стыки в соседних
усиках кольца смещены относительно друг
друга. Зачеканка усиков обеспечивает их за¬
мену при ремоптах.
Б ЦБД и ЦСД сегменты уплотнительных
усиков выполняются б основном из аѵсіениг-
ной стали 1Х18ІІ9Т, обладающей низкой теп¬
лопроводностью и сравнительно высоким ко¬
эффициентом трения по стали ЭИ-415, из ко¬
торой выполнены РБД и РСД.
При задевании ротора об усики выделяю¬
щееся тепло из-за плохого теплоотвода рез¬
ко повышает температуру кромки усика, сни¬
жая прочность его материала, и кромка сми¬
нается (нередко в виде грибка). Деформации
кромки происходит гораздо быстрее, чем из¬
нос поверхности ротора, па которой образу¬
ется лишь натиры или неглубокие выработки
Б кольцах уплотнений ЦБД в ЦСД, рас¬
положенных в корпусах уплотнений, где тем¬
пература пара значительно ниже, по при пус¬
ках из горячего состояния может подаваться
пар с температурой то 350° С, устанавливают¬
ся сегменты уплотнений, выполненные из ней¬
зильбера МІ-Щ 15-20 Сегменты концевых уп¬
лотнений ЦНД, работающих при температу¬
рах, не превышающих 200° С, изготавливают¬
ся из латуни Л-68
Кольца уплотнений в зависимости от диа¬
метра выполняются из шести — восьми частей,
каждая из которых своим Т-образпым хвос¬
том заводится в расточку и поджимается ин¬
дивидуальной плоской Пружиной в сторопѵ
ротора Усилие пружины певетико — нажз
де пар с влагой отсасывается б по тость вых¬
лопного патрубка через ряд радиальных от¬
верстий
К ободу диафрагмы о-и ступени болтами
над рабочими лопатками крепится козырек с
зазором между пим я ободом для отвода
■влаги из межвенцового зазора
4.6. КОНЦЕВЫЕ И ДИАФРАГМЕННЫЕ УПЛОТНЕНИЯ
В ЦВД я ЦСД применены обычные для
ХТГЗ осевые ступ-нчетыс ѵ. юти ачя, в кото
рых уплотнительные усики начеканены по не¬

Рис. 4 9 Концевое уплотнение ЦСД (двухкорпѵсвого).
гений. 2 іиеппшй корпус ЦСД, 3 — внутренний корпус ЦСД 4 — обоймы ушотпениЗ
тием руки при монтаже можно проверить
подвижность каждой части уплотнительного
кольца
Торцы частей уплотнительного кольца гша-
тельпо подгоняются друг к другу для умень¬
шения протечки по стыкам Поскольку- тем¬
пература уплотнительного кольца из-за ин¬
тенсивного теплообмена с паром вееіда не¬
сколько выше, чем узла, в котором оно уста¬
новлено, то на -стыках частей кольца^ для
обеспечения температурных расширений без
дополнительного нагружения пружин выпол¬
няются зазоры порядка 0,1 мм
В верхних половинах ѵзлов статора на
разъеме устанавливаются специальны® винты
против выпадания частей кольца при моп-
тажно-дездоптажных работах н проворачива¬
ния их. при задеваниях ротора
Для ЦВД м ЦСД кольца в основном изго¬
тавливаются из стали 15ХМ, а для ІІНД и
крайние кольца уплотнений ЦВД и ЦСД из¬
готавливаются из стали 20
Для изготовления цружип используются
жаропрочные материалы сплав ХІІ35ВТ (для
колец во внутренних корпусах ЦВД и ЦСД),
сталь 25Х2М1Ф и сталь 4X13 (для колол с
температурой пара до ЗаОсС).
В турбине применена экономичная авто¬
матизированная схема копцевых уплотнений
(рис 4.10). Па схеме указаны параметры па¬
ра и количество усиков между камерами.
Промежуточные отсосы пара в проточную
часть из уплотнений внутренних. корпусов и в
систему регенерации обеспечивают эффектив¬
ное использование энергии пара протечек
Наличие вакуумного отсоса из уплотнений
ЦВД и ЦСД ставит крайние участки копце¬
вых: уплотнений этих цилиндров в условия,
5Р
близкие уплотнениям ЦНД, и позволяет одно¬
типно решить «запирание» уплотнений всех
цилиндров. Для этого в предпоследнюю по
ходу пара камеру подводится пар с давлени¬
ем, несколько превышающим атмосферное
(0,11 МПа) и температурой 187° С, а из по¬
следней камеры осуществляется отсос паро¬
воздушной смеси эжектором уплотнений. Раз¬
режение, -создаваемое эжектором уплотнений,
невелико —2 кПа, ио его достаточно, чтобы
ге было выбивания пара гз уплотнений при
нормальном и-х состоянии.
Подвод пара на уплотнения ЦВД и ЦСД с
температурой ниже, чем у пара, текущего
вдоль уплотнений из проточной части, снижа¬
ет температуры роторов на этих участках,
близких к цапфам (холодным частям рото¬
ров), омываемым маслом, и тем самым умень¬
шает температурные градиенты в роторах
При предпусковом прогреве и развороте
турбины режим работы копцевых уплотнений
ЦВДи ЦСД в связи с возрастанием дач тения
пара в корпусах, начиная от вакуума, претер¬
певает значительные изменения
Для иллюстрации рассмотрим динамику
режима ч уплотнении одно-корпусного ЦСД
турбины К-300-240. Схема работы этого уп¬
лотнения па номинальном режиме (рис.
4 И, в) пескозько отличается от схемы для
двухкорцу сного ЦСД.
При наборе вакуума и развороте турбины
до частоты 8,3—15 с-1 давление внутри корпу¬
са ниже давления пара, подводимого г. пред¬
последней камере, и уплотнение работает в
соответствии со схемой (рис. 4.11, а)
При дальнейшем повышении частоты вра¬
щения примерно до 37 с-1 давление в корпусе,
•становится равным, а затем начинает превы-

шать давление подводимого пара, что ведет к
ограничению зоны его распространения (рис
4 11, б)
Набор вакуума и разворот турбины при
пусках из горячего состояния сопровождают¬
ся расхолаживанием РСД паром, подводимым
на уплотнение, на значительной длине, и это
расхолаживание тем больше, чем горячее пе¬
ред пуском ротор. Воздействие этого лара
на корпус гораздо меньше благодаря наличию
обойм уплотнений и низкого уровня тепло¬
обмена на этих режимах в камерах отсосов из
уплотнений
При частоте вращения 37—45 с-1 давление
в корпусе ЦСД возрастает настолько, что
уптотпечие начинает работать по номинальной
схеме. По п при работе с большими нагрузка¬
ми могут возникать отклонения ют этой схе
мы, например может иметь место режим
(рис. 4 11, а), при котором пар аіротечек из
корпуса ЦСД доходит до камеры отсоса паро¬
воздушной смеси Такой режим может быть
следствием значительного увеличения ради-
Рис 4 11 Режимы работы концевого уплотнения ЦСД
1 — ритор. 2, 3 — обоіімы уплотнении 4—корпус уплотнений.
альных зазоров по уплотнениям первой и вто¬
рой обойм либо снижения давления подводи¬
мого пара.
Диафрагменные у плотнения служат для
уменьшения переточек пара помимо решеток
направляющих лопаток через кольцевой зазор
между телом диафрагмы и ротором По своей
конструкции и применяемым материалам
кольца диафрагменных уплотнений аналогич¬
ны используемым в концевых уплотнениях.
Диафрагменные уплотнения ступеней низ¬
кого давления, выполнены гладкими, в кольце
по три усика, которые контактируют с ци¬
линдрическими участками ступиц дисков.
4.7. ОБОЙМЫ И КОРПУСА УПЛОТНЕНИЙ
Кольца концевых \ іьютлений устанавлива¬
ются непосредственно в профильных расточ¬
ках внутреннего корпуса ЦВД, в обоймах
уплотнений, остановленных во внешних кор¬
пусах ЦВД и ЦСД и во внутреннем корпусе
модернизированного ЦСД, а также в корпу¬
сах уплотнений, закрепленных на торцах
внешних корит сов ЦВД и ЦСД.
Обоймы уплотнений вместе с корпусами
цилиндров образуют камеры отсоса из уплот¬
нений Площадь сечений этих камер выбира¬
ется таким образом, чтобы скорости пара в
них у отводящего патрубка не превышали
25—30 м/с. При этом в камерах почти пет
перепада давтеппя в окружном направлении,
что создает благоприятные условия для рабо¬
ты уплотнений Отводящие патрубки выполне¬
ны в нижних половинах внешних корпусов.
В зависимости от давлений в камерах от¬
соса, определяемых при выборе схемы уплот¬
нений, в обоймах выполняется от 1 до 4 про¬
фильных пазов под уплотнительные кольца.
П-о своей конструкции, включая способ
центровки в корпусах цилиндров, и по харак¬
теру воспринимаемых нагрузок обоймы уплот¬
51

нений аналогичны описанным выше обоймам
диафрагм.
Обоймы уплотнений отливаются из стали
20ХМФ-Л, за исключением первой по ходу
пара обоймы ЦСД, омываемой паром самой
высокой температуры. Эта обойма выполняет¬
ся из-стали 15Х11МФ-Л. Фланцы горизонталь¬
ного разъема обойм стягиваются шпильками
М27 из -стали ЭП-І82, завинчиваемыми во
фланец нижней половины. Специальные и ус¬
тановочные шпонки, прочий мелкий крепеж
изготавливаются из стали 1Х12ВНМФ.
Температура паровоздушной -сфеси в край¬
них камерах уплотнений 90° С и подводимого
в предпоследнюю камеру «холодного» -пара
160° С на номинальном режиме работы тур¬
бины намного ниже, чем в соседних камерах
вакуумного отбора ЦВД (6=245° С на сторо¬
не выхлопа и /=305° С на стороне паровпус¬
ка) и ЦСД (/=438СС). Выполнение этих ка¬
мер в наружных корпусах цилиндров привело
бы к значительным термическим напряжениям
в этих зонах, к неизбежным деформациям кор¬
пусов с раскрытием разъема у роторов и про¬
париванию в этих зонах. Поэтому две послед¬
ние камеры на обеих сторонах ЦВД и на ЦСД
выделены в отдельные корпуса уплотнений,
присоединяемые к торцам корпусов цилипдр-
ров.
Камеры подвода пара и отсоса паровоз¬
душной смеси концевых уплотнений I—III по¬
токов ЦНД выполнены на турбинах К-300-240
заодно с выхлопными патрубками Такое ре¬
шение технологично, но создает некоторые не¬
удобства при монтаже и ремонтах тѵрбины
Поэтому на модернизированной турбине кор¬
пус уппотлииі в верхней прдов.ине делег
съемным.
4.8. УПОРНЫЙ ПОДШИПНИК
Благодаря противотоку в ЦВД и ЦСД осе¬
вое усилие на турбине при номинальных ус¬
ловиях и расчетном состоянии проточной час¬
ти удается почти полностью уравновесить
Одпако, поскольку суммарное осевое усилие
является разностью больших величин, откло¬
нение степени реакции по ступеням как из-за
производственных отступлений по -проходным
площадям сопл, так и из-за эксплуатационно¬
го состояния проточной части (износ уплотне¬
ний по проточной части и концевых, образова¬
ние отложений в проточной части и т. п ) мо¬
гут приводить к появлению значительных осе¬
вых усилий
Например, отклонения степени реакции в пределах
допусков по ступеням ЦВД на 4-3%, а по ЦСД на
—3% приводит к появлению осевого усилия в сторону
регулятора 295 кН
В начальный период эксплуатации турбин К-300-240
когда водный -режим еще не был отработан, на одной
ит турбин Приднепровской ГРЭС наблюдались отложе-
52
Рис. 4 12 Изменение ав іеиий по турбине в суммарного
осевого усилия на роторе при сбросе иагрѵзки
Р, — давление перед ЦНД Q — осевсс
шш окиснов кремния, железа п меди на направляющих
лопатках 3—5-й ступеней ЦВД толщиной до 2 мм и
окислов железа под бандажами рабочих лопаток
1—6-й ступени ЦСД толщиной до 10 мм, которые при¬
вели к существенному повышению осевого усилия в сто¬
рону генератора
При определении предельного осевого уси¬
лия важное значение имеют режимы резких
изменений нагрузки на турбине, особенно пол¬
ный оброс. Как видно і,з рис. 4 12, в результа¬
те резких изменений перепадов давления по
ЦВД и ЦСД осевое усилие в течение 2 с
трижды меняет свое направление, а величина
его изменяется в 4—8 раз.
Для восприятия возможных больших осе¬
вых усилий на ротор с изменением их направ¬
ления (динамическое воздействие) при сбсос-
ных режимах установлен отдельный упорный
подшипник типа Кингсбери — двусторонний с
самоустанавливающимися колодками, опира¬
ющимися па выравнивающую систему
(рм. 4.13).
В подшипнике по обе стороны ѵпор-ного
гребня ротора располагаются по десять одина¬
ковых упорных колодок площадью по 120см2
каждая
При увеличении нагрузки на одщ из коло¬
док возникающее перемещение этой колодки
передастся на обе соседние упорные колодки
через опоры выравнивающей системы. отжи¬
мая их в сторону упорного гребня По этим
колодкам уменьшается толщина масляного
клина, возрастает давление и происходит пе-

д
Рис. 4.13 Подшипник улорпый.
ое 3 — диафрагма; 4, 5 — кольцо установочное; 6 — обойма1 В — кольцо
няя. іО — колодка упорная I! — опора нижняя
рсраспределение нагрузки между колодками
Перераспределение нагрузки происходит как
в случае отклонения по толщине отдельных
колодок прп изготовлении, так и .при некото¬
ром повороте плоскости упорного гребня, воз¬
никающего при эксплуатации.
Такая гибкость системы опор определяет
высокую несущую способность подшипника
данного типа, превышающую минимум вдвое
удельную нагрузку упорных подшипников с
колодками, опирающимися непосредственно
корпус подшипника
Упорная колодка выполняется из стали и
запивается баббитом Б-83 Для лучшей связи
между заливкой и колодкой на поверхности
колодки выполняются пазы с профилем «лас¬
точкин хвост» В каждой колодке для контро¬
ля температуры баббита устанавливается
вблизи рабочей поверхности, термометр сопро¬
тивления.
Упорные колодки и опоры выравнивающей
сие-f-vbi устанавливаются в обоймах, состоя¬
щих из двух половин, и фиксируются в пих
кольцами и штифтами Обоймы от проворота
фиксируются винтами, устанавливаемыми на
разъеме нижней половины корпуса подшип¬
ника.
Суммарный осевой масляный зазор (раз¬
бег ротора в упорном подшиппике) 0,5—0,6 мч
выдерживается за счет пригонки стальных
прокладок, устанавливаемых между обоймами
и корпусом подщипника.
Для уменьшения потери на трение цилинд¬
рической поверхности упорного іребня ротора
о масло над гребнем в корпусе подшипника
устанавливается уплотнительное кольцо с ла¬
тунными усиками.
Несущая способность подшипника зависит
не только от -конструктивного выполнения
упорных колодок и выравнивающей системы,
но в значительной степени и от организации
маслоснабжепия подшипника, определяющего
условия теплоотвода от колодок. Масло под¬
водится к двум кольцевым проточкам на на-
53

Рис. 4 14 Колодка упорного подшипника.
Рис. 4 15 Модернизированный упорный подшипник
ружной поверхности нижней половины корпу¬
са подшипника. Из этих проточек по радиаль¬
ным сверлениям масло поступает в полости
ротором и обоймами
Для предотвращения утечки масла из под¬
шипника на внешней стороне камер установ¬
лены уплотнительные кольца с бабоитовой за¬
ливкой. Кольцевой зазор между ротором и
уплотнительным пояском 0,15—0,25 мм.
Масло под воздействием давления и цент¬
робежной силы поступает в таніенциальные
зазоры между упорными колодками, а сита
трені’я увлекает его в зазор между упорным
гребнем в колодками, создавая масляный
клип. Несущий масляный клип между колод
кой п гребнем создается за счет -скоса на не¬
большой тангенциальной длине передней
кромки каждой колодки и в основном за счет
смещения в тангенциальном направлении опо¬
ры колодки относительно точки приложения
равнодействующей гидродинамических сил,
действ) іощих па колодку
Слив масла происходит через четыре от¬
верстия, расположенные в верхней части кор¬
пуса подшипника.
В подшипнг
ікс применена схема
-?вом (расхот масла ощ
оделяется трое¬
"С^ымі-Ь|
М СЛІ
і м и. ѵста и ев л еннымн
на
ПС -нчитпіик
аГчі
го способствует >і
.ТІІГО'
нию надежности
И -несущей
СИОСО
биостп ПОПІІПТПИИГ
<я
S
г поджатом спи
ВС В -КОрІІ’
fc.e -подшипника усіаю
эвл
стоя избыточное
давление.
1.07 or
юе препятствует
выдел
іенйіо из масла
воздуха и
обр<
ізоваиию поздуіііі
■ г-
гзырей, которые
могли бы попасть в масляяыи кяі
-ж
и привести к тт-оне-
НИЮ или
даже
разрыву масляной
И,
Юнки а также
к ухудшен.
ИЮ Те
іплоотвода
Для упорного подшипника самые тяжелые
условия -складываются при сбросе нагрузки на
54
блоке с лотерей питания собственных пужд
При отключении масляных насосов масло из
резервного бачка упорного- подшипника посту¬
пает по системе сверлений к соплам 0 3 мм,
установленным между упорными колодками
вблизи их внутреннего радиуса. Срез сопл на¬
ходится на расстоянии 2,5—3 мм от поверхно¬
сти упорного гребня.
Подводимое масло попадает па поверх¬
ность гребпя у его основания, растекается в
тонкую пленку по радиусу и вносится в зазор
-между упорным гребнем и упорной колодкой
Такой способ подвода масла при небольшом
расходе наиболее эффективен, так как обеспе¬
чивается подвод масла к каждой колодке.
Исследования, проведенные на заводском
стенде совместно с ВТИ, определили -способы
повышения несущей способности и надежпо-
подщипника.
Одним из основных мероприятий было из¬
менение конструкции упорной колодки По ре¬
зультатам испытаний установлено, что не¬
равномерное температурное поле в стальной
колодке деформирует ее наподобие зонтика
(выпуклостью к уторному греблю) Такая де¬
формация ведет к уменьшению площади кон¬
такта с гребнем, несущая способность колод¬
ки и надежность подшил пика в целом резко
падают
В новой конструкции упорной колонки
(рис. 4.14) на стальное основание 3 с по¬
мощью планок / и штифтов 4 крепится тон¬
кая стальная накладка 2 с наплавленным на
рабочей стороне слоем баббита
На основании (на стороне наклатки) вы¬
полнены радиальные канавки прямоугольного
сечения, по которым при работе проходит
масло, охлаждая -накладку и основание

Введите охлаждаю обеспечило вырави.-
звчие температурного поля в упорной к°™“-
.. повышение ее средней удельной нагрізыі
примерно па 30% по сравнению с колодкой
без онягаошя при одинаковом уровне тем-
леоэтѵры бабоита
1 у лучшсіпію температурного состояния упор¬
ных колодок способствовало также увеличение
тангенциального расстояния между колодками
(улучшение подвода масла в масляный клин)
за счет уменьшения количества колодок до 8
на каждой стороне, подшипника.
В новом подшипнике (рис 4 Іо) опоры
нижнего ряда выравнивающей системы опира¬
ются па обойму через упоры со сферическом
поверхностью. что повысило их подвижность
-ж улучшило распределение нагрузки между
-упорными колодками.
4.9. ОПОРНЫЕ ПОДШИПНИКИ
Опорные, подшипники воспринимают ра¬
диальные статические (масса роторов) и ди¬
намические (центробежные -силы неуравнове¬
шенных масс роторов, возмущающие, аэроди¬
намические силы в прогочпой части и пр )
пагрѵзки и фиксируют положение вращающе¬
гося'валопровода относительно статора. под¬
щипники в значительной мере определяют на¬
дежность работы тѵрбины и оказывают зна¬
чительное влияние на вибрационные характе¬
ристики валопровода
В тѵрбине К-300-240 установлены одноклм-
новые опорные подшипники (рис. 4 1Ь, it) с
овальной расточкой вкладыша и маслопере-
пускпой канавкой в верхней половине вкла-
.дыша
Стальной вкладыш опорного подшнлпика,
имеющий горизонтальный разъем, 'Опирается
сферической поверхностью па установочное
кольцо, которым подшипник кренится в опоре.
Внутренняя расточка вкладыша заливается
баббитом Б-83. причем доя лучшего контакта
баббита с вкладышем на расточке предвари¬
тельно протачиваются кольцевые пазы -профи¬
ля «ласточкин хвост» Сферическая опорная
поверхность вкладыша обеспечивает ему не¬
которую подвижность.
Радиальная установка вкладыша при цент¬
ровке ротора осуществляется смещением в
нчжную сторону кольца в расточке опоры, для
чего иа каждой половшіе кольца устанавли¬
ваются па винтах три подушки: но одной на
боковых сторонах у разъема и третья —внизу
(вверху) 4.	„
Для обеспечения спокойной работы под¬
шипника вкладыши, устанавливаются в Уста¬
новочном кольце -с. небольшим натягом (0,0о —
ч),12 мм). Натяг создается при обтяжке крыш-
3)
б)
Рис 4 16. Схемы одноклннового (а) и двухклинового
(б) опорных подшипников.
(-вкладыш. 2. 7-кольцо ѵстэновочное; 3-крышка опоры.
4 з — подушка. 6 — сѵгель
-КИ подшипника за счет небольшого зазора по
разъему установочного кольца.
В осевом направлении подшипник фикси¬
руется буртами установочного кольца. Вкла¬
дыш фиксируется в установочном кольце от
проворота специальным штифтом в верхнем
части, а установочное кольцо в свою очередь
удерживается от проворота стопорными шай¬
бами, с помощью которых верхняя половина
установочного кольца подвешивается в крыш¬
ке подшипника (опоры).
Подвод масла в опорных подшипниках
осуществляется со стороны выходной границы
несущего масляного клина, где -образуется
зона пониженного давления в диффузорной
части зазора, -благоприятствующая подводу
По сверлениям в подушке (нижняя полови¬
на), в установочном кольце ибо вкладыше
масло поступает в специальный карман, вы-
фрезеровапный на разъеме вкладыша слева
(вид с регулятора) Через щель, выполненную
по разъему- нижней половины вкладыша поч¬
ти по -всей длине,	г.с — -
между вкладышем
масло поступает в зазор
1ПЯ_ЛЧДѴ 	 и шейкой ротора н, сме¬
шавшись здесь -с маслом, уже. прошедшим че¬
рез подшипник, поступает по масчолерспуск-
ной канавке в верхней половшіе вкладыша к
пачалѵ несущею клина Маслоперевускпая ка¬
навка* выполняется ПО ВИНТОВОЙ ЛИНИН, Ч-ГООЫ
масляный поток омывал шейку ротора по всей
длине для более равномерного охлаждения ее.
Основная часть масла поступает в зазор
нижней половины, создавая масляный клин,
на который опирается ротор Количество мас¬
ла, входящего в несущий слой, практически не
зависит от давления в сю входном сечении
[201, поэтому все избыточное масло вытекает
к торцам верхней половины вкладыша. Чтобы
масло на выбивало через маслоотбоиник опо¬
ры во вкладыше на стороне маслоотбоиника
проточена кольцевая канавка, собирающая

Рис. 4.17. Подшипник опорный.
с подвод масла; б — масло к аварийному бачку; 1 — вкладыш, 2 —буіе.ль 2 —прокладки. 4 подушка боковая-
неточное, 6—подушка нижняя
масло, а из нее масло -стекает через отверстия
в нижней половине в картер опоры
Для контроля за состоянием подшипника
во вкладыше каждого подшипника вмонтиро¬
ван термометр сопротивления, измеряющий
температуру баббита.
Во -время освоения и эксплуатации турбин
К-300-240 на некоторых из них имела место
низкочастотная вибрация (25 Гц).
Исследования, проведенные ХТГЗ на Тро¬
ицкой ГРЭС совместно с ЦДТИ [9], показа¬
ли, что причиной появления низкочастотной
.вибрации на турбине была потеря виброустой¬
чивости РВД из-за снижения вертикальной
нагрузки на подшипнике № 1 при нагружении
турбины
В одноклиновом подшипнике из-за малой
ширины баббитовых поясков (при наличии
маслоперепускной канавки) в верхней полови¬
не вкладыша сколько-нибудь существенное
давление в масляном клине нс создается и не¬
сущая способность масляного клина верхней
половины намного ниже, чем нижней полови¬
ны. Это снижает порог самовозбуждения и
устойчивости к случайным возмущениям з
одпокливовых подшипниках
Для повышения порога устойчивости пе¬
решли к .двухклиновому опорному подшипни¬
ку (без маслочерепускной канавки в верхней
половине вкладыша) и опорному подшипнику
РВД (рис. 4 16, б) с одинаковой несущей спо¬
собностью обеих: иоловип
В некоторых случаях низкочастотная виб¬
рация на турбине возникает из-за потеря на¬
тяга по вкладышу Причинами ослабления
натяга могут быть некачественная сборка, на¬
грев крышки подшипника паром, выбивающим
из .концевого уплотнения, вентиляционный
нагрев картера и др.
Для предотвращения потери натяга опор¬
ных подшипников J\% 3, 4 и 5 изменена конст¬
рукция подшипников. Вместо верхней полови¬
ны установочного кольца устанавливается бу¬
гель, который прижимает вкладыш к опоре.
Переход к конструкции с бугелем повыша¬
ет надежность подшипника, так как нагрев,
крышки не ведет к ослаблению или потере
натяга Кроме того, обеспечивается более на¬
дежный контроль натяга, а также устраняют¬
ся протечки масла по горизонтальному разъ¬
ему крышки подшипника, имевшие место в<
зоне установочного кольца
Для осуществления натяга под фланцы
бугеля устанавливаются прокладки.
Все опорные подшипники турбины
К-300-240-2 выполняются двухклиновой кон¬
струкции (рис. 4.17), При этом, как видно из-
рисунка, несколько изменилась схема основ¬
ного подвода масла и связи -подшипника с ава¬
рийным маслобаком — масло подводится к
установочному кольцу Б справа, по выточке в
бугеле 2 переводится на левую сторону и че¬
рез канал в верхней половине вкладыша 1 к
началу масляного кляпа в верхней половине
подшипника
4,10. ВАЛОПОВОРОТНОЕ УСТРОЙСТВО
Валоповоротное устройство вращает вало¬
провод с частотой 0,06 -с-1 Окружные окоро¬
ти на цапфах: опорных подшипников прп ука¬
занной частоте .недостаточно велики для со¬
здания подъемной силы масляного клина, и
подшипники работают с полужидкостным тре¬
нием Такое устройство относится к типу ти¬
хоходных.
Валоповоротное устройство, как и на дру¬
гих турбинах ХТГЗ, при наборе частоты от¬
ключается, по в отлпчне от ранее применяв¬
шихся конструкций имеет дистанционное
включение наряду7 с ручным

Рис. 4 18 Валоповоротнос устройство
7 —вкіадьші 2 —зубчатое колесо S — червячное колесо-. 4—вел-шеетерня а —<-ервяк, б — муфта, 7 электродвигатель
кѵлак. S — полумуфта РИД
Валоповоротное устройство состоит из
электродвигателя и понижающего трехстуиен-
чатого редуктора, передающего крутящий мо¬
мент на зубчатый Белей, насаженный па фла¬
нец иолумуфты РНД (рис 4 18)
Прп включении устройства в момент вхо¬
да шестерни в зацепление с венцом і а зубья
шестерни воздействует ударная нагрузка, б
связи с чем на ряде турбин имело место по¬
вреждение зубьев.
Основной задачей модернизации ВПУ было
смягчение ударной нагрузки па редуктор при
страгивании системы роторов и организация
постоянного зацепления в редукторе.
Между двигателем и редуктором для смяг¬
чения ударной нагрузки обычно устанавлива¬
ются сразу іве мѵфты втѵлочно-пальцевая, в
которой роль втулок выполняют пакеты из че¬
тырех резиновых колец, и присоединенная к
ней фрикционная многодисковая муфта 6 су¬
хого трения.
Вторая часть задачи реіпепа применением
кулачковой обгонной муфты, выне''-” пЛ из.
кинематической системы редуктора и располо¬
женной между зубчатым колесом 2 и полу¬
муфтой РНД 9
Зубчатое колесо свободно, с зазором 7 мм
на диаметр, надевается на фланец полумуфты
РНД и опирается па два вкладыша 1, уста¬
новленные в расточке нижней половины кор
нуса. Эти вкладыши, залитые баббитом как
по расточке, так и по внутренним торцам
играют роль опорно-упорного подшипника
Вкладыши стопорятся от проворачивания вы¬
ступами па средней крышке картера
' По периферии фланца полумуфты РНД под
углом 120е в пазах в два ряда установлены па
осях кулаки Я с неуравновешенными плечами
При стоящем или медленно вращающемся ро¬
торе более легкие концы кулаков отжимаются
пружинами и входят в специальные пазы на
внутренней расточке зубчатого колеса, созда¬
вая зацепление. Когда ротор обгоняет зубча¬
тое колесо, кулаки освобождаются и начина¬
ют проскакивать по вцатипам, а при наборе
ротором частоты 4,16 с-1 центробежная сила
более тяжелой части кулака преодолевает уси¬
лия пружины и кутают западают в па¬
зы. муфты
Новое валоповоротное устройство оспапіе-
.но электродвигателем мощностью 55 кВт. Кро¬
ме того, устройство надежнее в работе и про¬
ще, ликвидация вращающегося с высокой ско¬
ростью зубчатого венца снизила вентиляцион¬
ный нагрев в картере подшипника № 5 я аэра¬
цию в нем масла
Для подшипников турбины с тихоходным
БПУ (частота вращения валопровода с мо¬
дернизированным ВПУ 0,09 с-1) включение
ВПУ после остановки ротора представляет
собой критический момент При интенсивном
подводе тепла от горячих участков ротора к
шейке происходит быстрый нагрев шейки,
причем температура достигает 100 150° С
При таких температурах возникает пластиче¬
ское течение баббита вкладыша, .масло может
превратиться в продукты, не разделяющие по¬
верхности трения. Поэтому важно при остано¬
ве турбины в горячем состоянии •немедленно
включить ВПУ Преимущество при этом ново¬
го ВПУ в том, что устройство включается при
вращающемся валопроводе п не даст роторам
остановиться. При этом электродвигатель
ВПУ не преодолевает инерцию покоя,
так как не нужен большій момент стря-
гпвания, что повышает натежигсть рабо¬
ты двигателя.
При длительной работе тютшиппиков па
ВПУ при несовершенной смазке .из-за ограни¬
ченной площади контакта (по неровностям)
между шейкой и вкладышем возникают срав¬
нительно высокие ущельные нагрузки, в резуль¬
тате чего происходит стирапие неровностей
При частых пусках турбнны, сопровожда¬
ющихся длительной работой на ВПУ, прира¬
ботка может приводить к появлению выработ¬
ки глубиной 0,1—0,3 мм, что требуют ремонта
вкладыша Поэтому- в условиях частых пусков
и остановов турбины необходимо- при допусти¬
мых температурах переходить от постоянной
работы ВПУ к периодическому'' провороту ва¬
лопровода на 180е.
Глава пятая
КОНСТРУКЦИЯ МОТОРОВ И ИХ ДЕТАЛЕЙ
5,1.	ТИПЫ РОТОРОВ И ИХ КРИТИЧЕСКИЕ ЧАСТОТЫ
ВРАЩЕНИЯ
В ЦВД и ЦСД, іде температура па входе
превышает 500° С, -применены цельнокованые
■роторы, которые из-за своей монолитности не
только обеспечивают в этих условиях надеж
ную связь дисков с валом, но и являются наи¬
более технологичными и наименее трудоемки¬
ми по сравнению с роторами других типов.
Отсутствие в дисках посадочных росточек зна¬
чительного диаметра -способствуют снижению
напряжений. Жесткость цельнокованых рото¬
ров выше по сравнению с роторами -тех же га¬
баритов с •насадными дисками-
Поскольку' на роторе среднего давления
(РСД) размещается также пять ступеней низ¬
кого давления, радиальные размеры дисков
которых так велики (диаметр равен 1500 мм),
что изготовление качественной поковки ротора
затруднено, то РСД выполнен комбинирован¬
ного типа: на хвостовик цельнокованого рото¬
ра с дисками ЧСД насажено пять дисков
ЧНД. Получение качественных поковок для
дисков очной или нескольких ступеней ЧНД
не представляет трудностей.
Роторы высокого л среднего давления из¬
готавливаю! ся из жаропрочной стали перлит¬
ного класса 20ХЗМВФА (ЭИ-415)
Ротор низкою давления выполняется с на¬
садными дисками Выполнение РНД сварпым
при существовавшей вс время создания тур¬
бипы и ее модернизации іехнологии сварка
роторов, в основном ручной, повышало бы
несколько тру доемкость его изготовления, не
давая конструктивных преимуществ Уровень
температур в' ЦНД (240—270°С) нс создает
условий для снятия посадочного натяга меж¬
ду' диском и валом при рабочих частотах вра¬
щения, поэтому нот необходимости в каких-
либо специальных конструктивных решениях
для сохранения посадки дисков
Вал и диски изготавливаются из перлит¬
ной стали 34XH3MA Поковкам свойственны
хорошая прокаливасмостъ, однородность ме¬
ханических свойств по сечению (что особенно
важно для дисков с большой шириной ступи¬
цы), а также повышенная ударная нязкость.
Цельнокованые РВД, РСД и вал РИД дчя
контроля качества поковок выполнены с
центральным отверстием диаметром 120
концы которого закрываются пробками
Валопровод турбипы состоит из «гибких»
роторов, для которых рабочая частота враще¬
ния выше первой критической Расчетные
значения критических частот отдельных рото¬
ров, а также критические частоты, замерен¬
ные на турбинах на электростанциях, приве¬
дены в таб г 5.1.
Различие расчетного и действительного
значений криіических частот определяется
тем, что расчеты производились по оценоч-

Таблице 5!
Критические частоты вращения роторов
Мкрка турбины
Критические частоты. с"’
Ротор
РНД
РСД
РНД 1	РГ
К-300-240
Расчетные
30
25,8
31,4	22,8
Дейс тцитегьные
32,8
22,-В
23,8	20
К-300-240-2*
Расчетные
30,8
29,8
38 3	22,'і
Дейс твнтел ьные
32,7
25,8- 26,7
28 3—30,4	20—21
пым значениям податливости опор и масля¬
ной пленки подшипников Повышение крити¬
ческих частот роторов турбины К-300-240-2
обусловлено в основном переходом к жестким
муфтам между роторами.
Критические частоты валопровода опреде¬
ляются критическими частотами составляю¬
щій ею роторов Так, для турбины
К-300-240-2 (с жесткими муфтами) критичес¬
кие частоты валопровода следующие: соі=
=20-1-21 с-', ощ=25,8=26,7 С->; ыш=30^
4-30,4 с-', соіѵ=32,7 с-1.
На турбине. К-300-240 имели место практи¬
ческое совпадение івух форм собственных ко¬
лебаний системы роторов при частоте, близ¬
кой к половине рабочей, и резонансные коле¬
бания системы РИД — опоры при частоте
Ужесточение опор (ем. § 4.3), проведенное
ХТГЗ на выпускаемых и находящихся в экс¬
плуатации турбинах, а также введение жест¬
ких муфт позво шли рассредоточить критичес¬
кие частоты роторов и сдвинуть частоту резо¬
нансных колебаний системы РИД — опоры от
рабочей частоты.
Для турбины К-300-240-2 резонансные ко-
гебашія имеют место в зоне 43,3—48,4 с-і.
На некоторых турбинах при нагрузке
120—140 МВт наблюдалось возникновение
низкочастотной вибрации (частота 25 Гц),
наиболее интенсивной на участке РВД и
распространяющейся на весь валопровод с
резким возрастанием при нагрузке 240—
260 МВт.
В ходе исследований, проведенных ХГ13 ла очной
из турбин Троицкой і РЭС совместно с ПЯТИ при иа
цл жепиц до ЗйО МВт обяарѵжепо снижение вертикаль¬
ной нагрузки па яодішыіиіік № I на 16,7—19.6 кН, что
соответствует примерло 30% статгтеской .нагрузки под¬
шипника
Разгруженис бы то обус товлсаю тепловой расцент-
ропкой опор № 1 2 и 3 а также радиальной си.юн,
действующей на РСД из-га пссвиметрии паровпуска
при нагрузке, большей 240 МВт Разгру жеиие опоры
из-за -еплопой расцсвтровки еще не приводит потере
устойчивости .валопровода, признаки потери устойчиво-
С! і -при нагрузке 12!)—140 11Вт четко связаны с перехо¬
дом в управлении нагружением турбины на регулирую¬
щие -клапаны. Очевидно что асимметрия паровпуска при
нагрузках, близких о. поминальной, приводит пе только
к статическому разгруженпю подшипника, но и к воз¬
растанию возмущающего действия парового потока на
Модернизация ■подшппнпка № 1 (см § 4.9) и изме¬
нение порядка открытия клапанов № 5 и 6, которое
приводит к догружению подшипника при наборе на¬
грузки, ПОЗВО.ІИ чи сдизигь низкочастотную вибрацию ва¬
лопровода до допускаемых величин во всем диапазоне
5.2.	РОТОР ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
На РВД выполнены полотна дисков регу¬
лирующей и 10 последующих ступеней
(рис 5.1). Больший диаметр диска ретуширу¬
ющей ступени (0 945 мм против 0 843 мм у
остальных) определяется увеличенным тепло-
перепадом на первой ступени для снижения
температуры пара, омывающего ротор1, и не-
обхо іимостыо разнести средние диаметры ре¬
гулирующей ступени, работающей с неполной
дугой подвода, и последующих ступеней.
Легкое обчопачпванііе 2—11-й ступеней
позволяет выполнить диски этих ступеней не¬
большой, постоянной по радиусу толщины —
48 мм Диск ретуширующей ступени, омывае¬
мый паром высокой температуры и нагружен¬
ный более тяжелыми лопатками, имеет кони
ческий профиль и ширину обода 55 мм
Выбор такого профиля повышает его сопро¬
тивляемость возникновению аксиальных коле¬
баний из-за парциального подвода.
Во всех дисках выполнено по семь разгру¬
зочных отверстий 0 40 мм для уменьшения
осевого усилия па ротор. На дисках регули¬
рующей и 11-й ступеней для установки балан¬
сировочных грузов проточены пазы с профи
лем «ласточкин хвост» На участках ротора
1 Это имею важное значение при первонача іьио
предполагаемой температуре острого пара .380°С

4883
между дисками проточены канавки под усики
диафрагменных уплотнений.
Проточная часть ротора занимает около
одной трети длины ротора, в то время как
длина участков переднего и заднего концевых
уплотнений в сумме составляет около поло¬
вины длины ротора Значительная отпоси'іель-
пая длина уплотнений определяется высоким
давлением пара (увеличивается ч іело усиков)
и высоким уровнем температур (рост относи¬
тельных перемещений ведет к увеличению
ширины канавок на роторе). Так, ширина ка¬
навок уплотнения стороны паровпуска — 8 мм,
а на стороне паровыпуска, где относительные
перемещения достигают 5 мм, возрастает до
14 мм.
Для уменьшения вероятности возникнове¬
ния теплового прогиба при задевании усиков
уплотнения о ротор в каждой третьей канавке
выполнены проточки глубиной 12,5 мм и ши¬
риной 3 мм с радиусным скруглением доныш¬
ка.
Диаметр переднего концевого уплотне¬
ния— 537 мм при диаметре по диафрагмен-
69
ным уплотнениям —565 мм. Уступ позволяет
сбалансировать расчетов осевое усилие но
РВД и РСД при номинальной нагрузке.
На стороне регулятора на роторе имеется
цапфа опорною подшипника диаметром
300 мм. В связи с малой нагрузкой подшип¬
ника для повышения устойчивости работы
подшипник искусег’ленпо нагружается за счет
монтажного раскрытия внизу' по муфте
РВД — РСД На торце ротора на этой сторо¬
не на фланце установлен механический авто¬
мат безопасности кольцевого типа.
На конце ротора со стороны генератора
откован фланец муфты.
Рабочие лопатки РВД, как и остальных
роторов, цсльнофрезерованные — профильная
и хвостовая части являются единым целым.
Лопатки 2—11-й ступеней іштпндрическис с
шириной профиля 35 мм Выходная кромка
скругляется (радиус скругления 0,2 мм),
несколько свисает с хвоста и сопрягается с
ним радиусом 1 мм.
На периферии профильной части лопатки
выполняется прямоугольный шип для клепки

тенточного бандажа (рис. 52,а), связываю¬
щего лопатки в пакеты по 6 шг. на 2 7-й
ступенях и по 7 шт. на 8—11-й. На стыках
бандажей для обеспечения тепловых расшире¬
ний выдерживается зазор около 1 мм
Рабочие лопатки 2- 11-й ступеней крепят¬
ся на роторе с помощью одноопорпого трибо-
видного хвоста. Уровень напряжений и пол¬
ная дуга подвода пара позволяют устанавли¬
вать па этих, ступенях замковые лопатки*, ко¬
торые крепятся двумя цилиндрическими
штифтами, устанавливаемыми выше грибка
обода диска на стыках с хвостами призамко-
вых лопаток
Среди рабочих лопаток ЦВД из-за парци¬
ального подвода пара в особых условиях на¬
ходятся нопатки 1-й регулирующей ступени
В начале и конце активного сегмента сопл
на рабочую лопатку воздействуют значитель¬
ные импульсы возмущающих усилий, вызыва¬
ющие колебания лопаток, а отстройка от ре¬
зонанса этих имеющих высокую частоту соб¬
ственных колебаний лопаток практически не¬
возможна
Для обеспечения вибрационной прочности
ступени лопатка (рис 5.2,6) выпоят яется с
целыгофрезерованным бандажом связываю¬
щим междѵ собой соседние лопатки в осевом
направлении и ограничивающим тем самым
колебания единичной лопатки. Поверх банда¬
жа на шипах устанавливаются ленточные
бандажи, связывающие лопатки в пакеты по
четыре штукп Кроме того, за счет увеличения
шгпины профиля до 49 мм уровень статиче¬
ских напряжений изгиба от парового усилия в
корневом сечении лопатки в 2 раза ниже, чем
ца ступенях с полной дугой подвода пара Ло¬
патки выполняются с двухопорным грибовид¬
ным хвостом
Из-за повышенных требований к вибраци¬
онной прочности на этой ступени установлен
замок, который крепится двумя цилиндричес¬
кими штифтами и а стыках с хвостами при-
замковых лопаток. Потеря рабочей лопатки
на месте замка ведег к некоторому снижению
экономичности ступени
Рабочие лопатки регулирующей ступени
.подвержены эрозионному износу частицами
окисной пленки, выносимыми из кот іа в пус¬
ковых режимах. Этот износ выражается
в утонении выходной кромки г вогнутой
стороной
Такая эрозия дозочьнп часто встречается на турби
нах США Пот накоплении значительного числа пусков
на проуязьней части образуются прорези у бандажа п
* Замковая лопатка — лопатка, устанавливаемая по-
елелнеч і:а ступени Не отличаясь от остальных -лопаток
(при грибовидном .хвостовом соединении) -она крепится
на диск" чг^ічііым от остальных -гоааток способом
а)	Б)
Рис. 5 2 Рабочие лопатки
корпя, что мож-гі привести к разрушению топаток Для
предупреждения разрушен я лопатки меняют через 40.—
$0 тыс. ч работы (в зависимости от числа пѵсков и тол¬
щины профиля)
5.3.	РОТОР СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ
Ротор среднего давления — самый боль¬
шой в турбине: его длина превышает 7 м,
масса обработанной поковки—18,3 т, масса
ротора в сборе — 34,3 т.
На РСД путем механической обработки по¬
ковки выполнены двенадцать дисков ЧСД, а
на его хвостовик, -как уже отмечалось, наса¬
жены диски I потока ЧНД (рис. 5.3). Для
ограничения числа ступеней ЧСД, что важно
для возможности создания трехцилиндровой
турбипы, диаметры дисков ЧСД выполнены
максимальными, в пределах возможного изго¬
товления поковки,— 1070—1050 мм (диамет¬
ры убывают ио мере увеличения хвостов ра¬
бочих лопаток). Вес диски выполнены посто¬
янной по радиусу толщины, рост нагрузки
от облопачивапня ведет к увеличению толщи¬
ны дисков у группы первых ступеней —
55 мм, затем —82 мм и диск І2-й ступе —
100 мм.
На роторе выполнены цапфы двух опорных
подшипников. Для обеспечения приемлемого
статическою прогиба ротора в связи с боль¬
шим расстоянием между подшипниками и
значиіельной массой ротора диаметры перед¬
него коіщевого уплотнения и диафрагменных
уплотнений ЧСД приняты равными 720 мм.
На участках концевых и диафрагменных уп¬
лотнений проточены капавки под длинные
усики шириной 8 мм по концевым и от 10 до
16 мм по диафрагменным Как и на РВД,
в каждой третьей канавке выполнена проточ¬
ка для уменьшения теплового прогиба ротора.
С1

Для турбин., несущих базовую нагрузку,
т е. работающих с относительно небольшим
числом пусков и остановов, эти проточки не
снижают ресурса работы роторов
Прп участии турбип К-300-240 в регулиро¬
вании суточной нагрузки с глубоким £азгру-
жением "на ночь и остановами на субботу и
воскресенье для предупреждения разрушения
РСД от малоцикловой усталости может ока¬
заться необходимым увеличить ширину этих
канавок и радиус скругления их донышек.
На конце ротора со стороны регулятора
откованы фланец полумуфты и вблизи него
ѵпорный гребень толщиной 80 мм.
На роторе за 12-й ступенью для установки
торцевой шпонки, передающей крутящий мо¬
мент от диска 1-й ступени ЧПД на ротор
(описание, ротора ЧНД —см § 54) выполне¬
на небольшой длины бочка диаметром 860 мм.
Балансировочные грузы на РСД турбипы
К-300-240 установлены в пазы на дисках 1 й
ступени ЧСД и 5-й ступени ЧНД
' В турбине К-300-240-2 для снижения уров¬
ня вибрации внедрена ступенчатая баланси¬
ровка РСД при сборке с введением дополни¬
тельных балансировочных плоскостей па тор¬
це концевых уплотнений, на бочке за 12-й
ступенью и на диске 3-й сіулепи ЧНД, что
привело, в частности, к уменьшению масс ба¬
лансировочных грузов в о гной плоскости до
500 900 г.
Лопатки ЧСД выполнены переменного
профиля, который, будучи активным в кор¬
невом сечении, по мере удаления от него все
более приближается к реактивному, особенно
на последних ступенях (рис. 5.4).
С ростом длины лопатки ширина профиля
в корневом сечении увеличивается (с 46 мм
на первой ступени до 96 мм на последней).
растет также толщина выходной кромки,
скругляемой на 1-й ступени радиусом
0,25 мм, а па последней — 0,5—0,6 мм Вы¬
ходная кромка на лопатках всех ступеней
несколько: свисает с хвоста.
На лопатках 1—9-й ступеней имеется по
одному7 шипу для крепленпя ленточного бан¬
дажа, на лопатках 6—9-й ступеней, кроме то¬
го, имеется по одному7 отверстию для прово
лонного бандажа, па лопатках 10—12-й сту¬
пеней, не имеющих ленточного бандажа, вы¬
полнены по два отверстия пол проволочные-
бандажи, причем на последней ступени в рай¬
оне отверстия сечение, лопатки усилено
На периферии лопаток 10—12-й студеней
выполняется утонение профиля на длине 5 мм
до 0,5—0,9 мм для предупреждения поломки
лопаток при задевании о статор. В случае
задевания происходит быстрое истирание
утоненного конца без передачи какого-либо
значительного усилия на корневое сечение ло¬
патки.
Лопатил 1 11-й ступеней крепятся на ро¬
торе двухопорпыми грибовидными хвостами
различных типоразмеров в соответствии с
указанными выше толщинами дисков: лопат
ки 12-й ступени крепятся трсхопорным хвос¬
том того же типа
Необходимым условием хорошей работы
многоопорного хвоста является равномер¬
ность распределения нагрузки по всем опор¬
ным площадкам. Это достигается за счет вы¬
сокой точности обработки хвоста рабочей ло¬
патки и обода диска, а также выбором для
лопаток материала с высокими пластически¬
ми свойствами, позволяющими за счет под¬
нятия опорных поверхностей при нагружении
соединения ликвидировать возможные после
облрпачнвания зазоры
62

Рис. 54 Рабочая лопатка 1-й ступе¬
ни ротора среднего давления
На РСД для крепления
замковых лопаток применена
специальная конструкция зам¬
ка, при которой рабочая ло¬
патка с обычным для ступени
профилем хвоста надевается
на замковую вставку, которая
затем аксиально заводится в
профрезерованный в ободе дис¬
ка замковый паз гг удержи¬
вается на 1—ll-й ступенях
двумя парами заплечиков
(рис. 5 3,а), а на 12-й сту¬
пени— тремя парами.
Для возможности аксиаль¬
ной заводки на замковой ло¬
патке срезается свисающая
часть выходной кромки Зам¬
ковая вставка фиксируется в осевом направ¬
лении специальными плоскими стопорами.
На турбинах последующих заказов вы¬
полнена "фиксация замковых лопаток на 1—
6-й ступенях двумя штифтами, устанавливае¬
мыми на стыках с призамковыми лопатками
Для уменьшения дополнительного усилия от
замковой лопатки, передаваемого через
штифты на хвостовые соединения призамко-
вых чопаток, штифты на этих ступенях про¬
шивают гребепь диска, передавая часть уси¬
лия нелосрстственно па нею При этом иа 1—
3-й ступенях, где из-за высоких температур
условия работы более тяжелые, для уменьше¬
ния ослабления хвоста замковой лопатки от¬
верстия под штифты разносятся по радиусу
(см рис. 53,6)
Лопатки 1—9-й ступеней сязаны ленточ¬
ными бандажами в иакеіы по 6—7 лопаток.
Пакеты на 4 и 5-й и 8 и 9-й ступенях, между
которыми производятся регенеративные отбо¬
ры пара из проточной части, перевязаны меж¬
ду собой с помощью соединения бандажей ти¬
на выступ — виа тина.
На 6 и 7-й ступенях в пакетах установле¬
ны дополнительные проволочные бандажи,
которые пропаиваются в отверстиях каждой
лопатки. В пакетах 8 п 9-й ступеней устанав¬
ливаются проволочные демпферные* связи,
которые относительно ленточных бандажей
располагаются в шахматном порядке ^фик¬
сируются только пайкой стопорных шайб на
концах.
* Демпферная связь — это проволочные, -или труб¬
чатые. баедажп ѵстйнавипваемые свободно (без припаи¬
вания) в отверстиях рабочих юпаточ Трение, возникаю¬
щее межд$ лопатками и бандажами при колебаниях чо¬
паток, поглощает значительную часть энергий, вызываю¬
щей колебания чопаток.
Лопатки 10—12-й ступеней прошиты дву¬
мя рядами проволочных связей, играющих
роль жестких или демпферных связей. На
11-	й ступени проволоки обоих рядов запаяпы
в отверстиях каждой лопатки, а на 10-й и-.
12-	й ступенях связи в рядах располагаются в
шахматном порядке. Верхняя проволока на
10-й ступени пропаивается в каждой лопатке,
а пижпяя является демпферной связью с
шайбами на концах; на 12-й ступени обе про¬
волоки являются демпферными связями.
5.4.	РОТОР НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Если в конструкции РВД главным являет¬
ся обеспечение работоспособности при высо¬
ких температурах, то для РИД, работающего
при температуре, нс превышающей 240—
280сС, главным становится обеспечение проч¬
ности, достаточной для восприятия огромных
нагрузок от центробежных сил облопачива-
пия последних ступеней Центробежная сила
лопатки 5-й ступени—1.280 кН, таких лопа¬
ток на диске 104 шт.
Конструкция должна обеспечивать высо¬
кую надежность работы РНД, так как в слу¬
чае разрушения лопатки или диска последней,
ступени возникает значительный импульс си¬
лы, воздействующей на валопровод. При этом
повреждаются опорные подшипники турбины
и даже может разрушиться вал РНД.
Ротор низкого давления состоит из вала,
насаженных иа него десяти дисков с облопа-
чиванием П и III потоков ЧНД и полумуфт
(рис. 5.5)*. Расстояние между осями подшип¬
ников 4450 мм, а полная длина ротора превы¬
шает 6 м Масса ротора с облопачиванием со¬
ставляет около 33 т.
Вал ротора в средней части имеет неболь¬
шой длины бочку диаметрам 860 мм, на тор¬
цах которой выполнены пазы под шпонки,
связывающие диски с валом. Для упрощения
посадки дисков на вал посадочный участок
выполнен уступами -на наибольшем диаметре
576 мм насаживаются диски 1-й и 2 й ступе¬
ней, а остальные диски—=на мепьших диа¬
метрах (диск 5-й ступени —на диаметре
461* мм) Переходы и проточки на в? ту чтя
уменьшения концептрапии яапряленпР вы¬
полнены скругленными радиусами 2 —5 мм
Участии цапф, выполненные па валѵ, огра¬
ничены с одной стороны бортом, в который
упираются при иосадке полумуфты, с Дру¬
гой— двумя маслоотбоипыми усиками
Для "более качественной бачапспоовки
РНД пазы под балансировочные грузы выпол¬
нены па турбине К-300-240-2 не только на ди¬
сках 5-й ступени, а также яа дисках 3-й сту-
* Полу муфты на рис. 5.5 нс показаны
63

Рис. 5 5 Ротор низкого давления.
■ шпонка кольцевая; S —шпонка; 3— іпповка сегментная
пени и па бочке вала между дисками 1-й сте¬
пени
Напряжения в дисках и значительной ме¬
ре определяются кроме воздействия центро¬
бежных сит облопачивания воздействием цен¬
тробежных сил собственных масс и контакт¬
ными напряжениями натяга, возникающими
при горячей посадке дисков па вал Опреде¬
ляющими максимальными -напряжениями для
дисков являются тангенциальные напряжения
■на внутренней расточке. Обеспечение при
различных -нагрузках допустимого уровня на
Рис. 5 в. Диск 5 й ступени низкого давления
пряжений от облопачивания достигается пу¬
тем соответствующего профилирования ди-
Диски РНД выполнены с коническим про¬
филем, угол которого расчет от ступени к сту¬
пени с увеличением нагрузки от облопачива-
пня. Поютна дисков 1—3-й ступеней имеют
на периферіи, «ниже обода утонение, называе¬
мое «шейкой», в районе которой имеют месю
максимальные радиальные напряжения в ди¬
сках. Диски 4-й и 5-й ступеней (рис. 5.G)
«шейки» нс имеют, и их обод переходит ■непо¬
средственно -в конусное полотно.
Для получения приемлемых таніеіщиаль-
иых напряжений на расточке диски выполня¬
ются со "втулками диаметром 860 мм, ширина
которых растет по мере увеличения на-рузки
на ступень от 154 мм на 1-й ступени то
591 мм на 5-й Для уменьшения концентрации
напряжений на кромках расточек дисков
кромки скруглены радиусом 5 мм.
Горячая посадка дисков па вал произво¬
дится с натягом 0,10—0,12 мм. обсснечиваю-
шим падежную центровку дисков и «еиззден-
ность их во. з >кения относительно ва іа во вре¬
мя работы турбины. Частота врашепня дис¬
ков, при которой увеличивающаяся центро¬
бежная сита уменьшает до нуля радиальные
напряжения or натяга ва расточке (освобож¬
дающее число оборотов), кочеб’Стен в пре¬
делах 55—59 с-1, близких к срабатыванию ав¬
томата безопасности
Крутящий момент от дисков передается па
вал как с помощью сил трения от усилия на¬
тяга, так и с помощью шпонок, которые выне¬
сены на торцевую поверхность втулок, где
суммарные напряжения значительно ниже,
чем на расточке. Шпонками, разнесенными па
€4

180’, крутящий момеи-т -последовательно пере¬
дается от диска 3-й ступени ка диск 2-й сту¬
пени, далее через диск 1-й ступени на бочку
вала РНД. Крутящий момент от дисков 4-й и
5-й ступеней передается торцевыми шпонками
на специальное промежуточное кольцо, наса¬
женное между ними на вал с патягом, а от
кольца передастся на вал через осевую шпан¬
ку. Уровень напряжений в кольце без внеш¬
ней -нагрузки намного ниже, чем в дисках, и
концентрация напряжений -от шпоночного па¬
за -не представляет опасности.
Для предотвращения осевого смещения
дисков 1—3-й ступеней -при освобождающих
частотах вращения диски фиксируются коль¬
цевыми шпонками, устанавливаемыми в коль¬
цевые проточки на валу. Шпонки удерживают¬
ся на валу за счет того, чго -они утоплены в
подрезках, и их накрывает последующий диск
(см рис 5.5). Диск 5-й 'ступени фиксируется
сегментными шпонками, которые удерживают¬
ся в пазах самим диском.
Для свободного осевого расширения дис¬
ков при прогреве между дисками и кольцевы¬
ми (сегментными) шпонками -при -монтаже
выполняют зазоры, распределенные на две
стороны, в сумме от 0,75—0,91 мм иа диске
1-й ступени до 1,1—1,9 >мм на диске 5-й сту¬
пени С этой же целью предусмотрены осевые
зазоры по торцевым шпонкам.
Значительная разница в высотах рабочих
лопаток ЧНД определяет разнообразие их
конструкций, 'Причем в результате работ по
повышению экономичности и надежности
ЧНД существует -по две-три модификации об-
лопачпвания для 1—3-й ступеней
За исключением 1-й 'Ступени, где применя¬
ются -в основном лопатки постоянною сече¬
ния, рабочие лопатки выполнены с закруткой,
особенно резко выраженной -на 5-й ступени.
Лопатки 1-й и 2-й ступеней крепятся «а
дисках грибовидными двухопорными хвоста¬
ми и связаны в -пакеты ленточными банда¬
жами, причем пакеты на 1-й ступени соедине¬
ны друг с другом
Ленточные бандажи выпотнятись с уплот¬
нительными радиальными усиками Первопа.
чачьпо -на -ступенях устанавливались замки
(с потерей одной лопатки) на двух штифтах,
проходящих через грибок обода диска.
В турбинах К-300-240-2 на этих ступенях
устанавливаются замковые лопатки на замко¬
вых; вставках с одной парой заплечиков На
стыках замковой лопатки с призамковыми
устанавливаются два штифта, проходящих
выше грибка обода диска Бандажи выполне¬
ны с поясками жесткости и установлены так,
чтобы замковая лопатка была -посредине па¬
кета. При модернизации турбины усилена
мощность двухопорного хвоста на 1-й ступе-
5—1 162
ни, а на 2-й перешли на трехопорный хвост.
Рабочие лопатки 3-й ступени крепятся на
диске двухопорным, а ® модернизированных
турбинах — трехонорным хвостом. Ленточных
бандажей на этой ступени, как и на последу¬
ющих, інет. Здесь до модернизации устанавли¬
вались два ряда .проволочных бандажей, рас¬
полагаемых -в шахматном порядке. Бандажи
верхнего ряда являлись жесткой связью,
а нижние играли .роль демпферных связей
После модернизации бандажи в рядах сме¬
щены и образуют отдельные макеты лопаток,
характер -связи по рядам остался прежним.
Па этой ступени также установлена замко¬
вая лопатка, причем бандажи располагаются
так, чтобы лопатка была в середине пакета.
Рабочие лопатки 4-й и 5-й ступеней кре¬
нятся па дисках ■многоопорными хвостами
«елочного» типа с торцевой заводкой лопаток.
Этот тип хвоста надежно выдерживает -в ра¬
боте нагрузки, для которых грибовидные
многоопорные хвосты уже іне подходят. В -свя¬
зи с глубоким профилем лопатки в корневом
сечении для уменьшения свисания выходных
кромок, снижающего усталостную прочность
лопатки, хвост выполняется по дуге окруж¬
ности.
Хвостовые соединения иа этих ступенях от¬
личаются шириной обода — 100 и 230 мм. Ло¬
патки фиксируются на диске двумя 'Пластин¬
чатыми стопорами, каждый из которых одним
отогнутым концом івходит в паз на торце хво¬
ста лопатки, а другой конец штопора отгиба¬
ется на обод диска.
Па 4-й ступени имеются два ряда демп¬
ферных трубчатых бандажей, выполненных из
стали 1X13 п установленных в шахматном
порядке Бандажи фиксируются шайбами, ко¬
торые для уменьшения массы консоли припаи¬
ваются у крайней лопатки -с внутренней сто¬
роны пакета.
Рабочая лопатка последней ступени явля¬
ется одним из основных технических достиже¬
ний коллектива ХТГЗ -в данной турбине. Ок¬
ружная скорость на периферии лопатки дости¬
гаем 365 м/с, а суммарные напряжения в ней
около 420 МПа.
Важную роль в предотвращении резонанс¬
ных колебаний лопаток 5-й ступени играет
демпферная связь. В 'процессе освоения тур¬
бины эта связь претерпела значительные из¬
менения.
На рис. 5.7 представлены две модифика¬
ции, получившие наиболее широкое примене¬
ние Втулочная конструкция (рис. 5.7,а),
в которой отдельные втулки фиксировались
припайкой шайб в каждой лопатке, оказалась
надежной и ею были заменены предшествую¬
щие модификации иа выпущенных ранее тур¬
бинах.
65

Рис. 5 7. Бандажи рабочих лопаток э-й ступени низкого
давления.
В последнее время ХТГЗ перешел па ме¬
нее трудоемкую в изготовлении конструкцию
трубчатых связей со втулками (рис 5 7, б).
Перемещение втулок относительно трубок ог¬
раничивается пережимами (на трубках, а пере¬
мещение трубок относительно рабочих лопа¬
ток ограничивается стопорными шайбами,
припаянными к втулкам на лопатках, сосед¬
них с лопаткой, -в -которой бандажные трубки
стыкуются
В ходе освоения турбины лопатки -послед¬
ней ступени претерпели гнезчачителыгьге изме¬
нения. Для улучшения вибрационных харак¬
теристик лопаток несколько изменено положе¬
ние отверстия -под демпферную связь. За -счет
снятия свисающей выходной кромки ів корне¬
вом сечении -в 2 раза повышен конструктив¬
ный предел усталости рабочих лопаток.
Даже при хорошо организованном влаго-
удаленин ів -паровом потоке, па последних сту¬
пенях остается значительное количество вла¬
ги, поэтому из-за высоких окружных скоро¬
стей на іпериферии и невысокой эрозионной
стойкости применяемых для лопаток ЧНД
хромистых нержавеющих сталей входные
кромки рабочих лопаток 4-й и 5-й ступеней
упрочняются электроискровой наплавкой спла¬
ва Т1-5К6 (сплав карбидов вольфрама, тита¬
на и кобальта). Образующаяся чешуйчатая
поверхность хорошо сопротивляется эрозии, и
упрочненные лопатки работают десятки тысяч
часов.
5.5.	СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ МУФТЫ
Применение на турбине одпоопорного РВД
предопределило использование жесткой муф¬
ты (рис. 5.8,с) для соединения его с РСД,
что позволило догрузить малонагружепный
опорный подшипник № 1 Жесткие м)фты
обеспечивают спокойную работу турбин, по
предъявляют наиболее строгие требования к
центровке роторов. Во фланцах муфты, отко¬
ванных па концах РВД и РСД, выполнено
десять отверстий для призонных болтов
0 40 ѵм с резьбой М36.
66
Во ты муфты первоначально изготав шва
пись из стали 35ХМ, а гайки я шайбы — из
углеродистой стали.
Следует отметить, что -при прохождении
нижней полуокружности из-за монтажного-
раскрытия -в крепеже муфты -возникают значи¬
тельные напряжения, которые приводят к
смятию шайб и деформации первого витка
резьбы гаек
ХТГЗ повысил прочность деталей крене-
жа, заменив материал гаек и шайб на стань
ЗбХМ, а болтов на сталь 25Х1МФ (ЭИ-10).
Кроме того, чтобы не создавать при затяжке,
гаек в этих деталях -случайных -перегрузок,
упорядочен контроль момента затяжки этих
болтов: затяжка считается достаточной -при
удлинении болта -па 0,15—0,2 мм
Ротор 5ІИЗК0Г0 давления соединялся па тур¬
бинах -первых выпусков с РСД и ротором ге¬
нератора .полугибкими муфтами ТІолупібкие
муфты, 'состоящие из насадных кованых «полу¬
муфт и соединительной части с одним или
двумя гофрами, допускают некоторый излом
линии роторов, при работе и несколько смяг¬
чают -передачу вибрационных -колебаний о.
одного ротора к другому.
При сборке этих муфт излом линии валов
недопустим. В случае повреждения лопаточ¬
ного аппарата ступеней РНД муфта РСД —
РНД обладает достаточной .осевой жестко¬
стью, чтобы не -произошло смещения РНД
из-за воздцкпгей неура ешенности осевого
усилия
На каждом фланцевом соединении -муфты
РСД — РНД устанавливается по 12 призон¬
ных болтов из стали 35ХМ диаметром 5-5 мм
с -резьбой М42ХЗ. На соединительной части
муфты имеется -гребень для датчика прибора
относительных расширений РСД
При установке турбины с турбогенерато¬
ром завода «Электросила», опорный гюдшип-
няк которого выносится-в картер подшипника
№ 5 турбины, осевые размеры муфты РНД —
РГ влияют на габариты турбоагрегата Для
уменьшения длины турбоагрегата -полумуфта
на РНД насаживается фланцем в сторону регу¬
лятора, а -соединительная часть с одним гоф¬
ром располагается -лад -втулкой этой полу¬
муфты. Оба флавцевьгх соединения муфты
стягиваются 16 призонными болтами из стали
35ХМ диаметром 55 мм с резьбой А142ХЗ
На фланец соединительной части на сторо¬
не генератора насаживается зубчатый вепец
валоповоротпого устройства Гребель д ія чит¬
чика относительных "расширений РИД выпол¬
няется іна івтулке полумуфты, -насаженной на
ротор генератора (РГ)
На муфтах РСД —- РНД и РНД — РГ, как
и на муфте РВД — РСД, цилиндрические го-
ло.рки бодгов утѵі леньг для уменьшения -ен-

зиляцин в подрезах отверстий потумуфт,
а гайки опираются на фланцы через шайбы
и зашплинтованы Призонные болты устанав
ливаются с зазором 0—0,015 мм на диаметр
Гайки іі шайбы и гзотав ливаются из углероди¬
стой «тали.
Кованые потумуфты полугнбких мѵфт за¬
сажены на конусные концы РСД и вала РНД
нагорячо. Положение гіолумуфт фиксируется
круглыми гайками
Крутящий момент между валом и полу-
муфтой .передается призматическими шпонка¬
ми, которых у -лолумуфт муфты РСД — РНД
ІЮ две, а у полумуфт РНД —РГ из-за боль¬
шего крутящего момента ко четыре.
5*
Крутящий момент па -муфтах передастся
за счет трения между их фланцами, созда¬
ваемого от усилия затяжки болтов При этом
болты работают на растяжение, только при
коротком замыкании на турбогенераторе, при
котором на ротор турбогенератора действует
тормозящий электромагнитный момент, пре¬
вышающий «поминальный в 6 раз, бо ы рабо¬
тают ла -срез
Насадные по іумуфтыи соединительные ча¬
сти муфт РСД — РНД и РИД — РГ изготав¬
ливаются из стали 34XH3M, применяемой
для дисков РНД. Основным требованием к
металлу муфт является хорошая пластич¬
ность.
67

Б ходе непрерывного совершенствования
конструкции муфты РСД — РНД и РНД РГ
претерпели существенное изменение От по-
лѵгибких імуфт -перешли к жестким муфтам,
обеспечивающим спокойную работу турбины,
менее трудоемким и более технологичным. На
рис. 5.8 "представлены -муфты .последней мо¬
дификации
Б муфте РСД — РИД (рис. 5.8, (?) соеди¬
нительная часть выполняется жесткой. Для
уменьшения вентиляционного нагрева карте¬
ра концы болтов -с гайками утоплены в коль¬
цевую (проточку и закрыты специальным щит¬
ком" из двух половин Гайки стопорятся по¬
парно специальными шайбами. Па фланцах
соединительной части выполнены пазы для
установки балансировочных грузов при под¬
балансировке турбоагрегата -в своих подшип¬
никах.
Муфта РНД — РГ .в модернизированном
варианте выполняется без соединительной ча¬
сти (рис. 5.8,6). В связи с применением иа
турбине нового ВПУ па фланце полумуфты,
насаженной на РНД, выполнены два ряда па¬
зов, -по три В каждом ряду, -в которых уста¬
новлены кулаки обгонной муфты. Из-за раз¬
мещения этих пазов количество призонных
болтов уменьшено до 12 за счет увеличения
их диаметра до 52 мм при резьбе М48ХЗ. .Эти
болты размешаются по окружности тремя
группами по 4 шт На этой полумуфге па тор¬
це 'втулки также выполнен паз для установ¬
ки балансировочных грузов.
Главная конструктивная особенность по¬
следней модификации муфт — посадка их ята
цилиндрические копцы валов и переход от
призматических шпонок к цилиндрическим
штифтам из стали 35ХМ диаметром 50 мм,
устанавливаемым по скользящей посадке
Ликвидация шпоночных пазов в полу-муфтах
значительно уменьшает концентрацию напря¬
жений в этих наіружениых, особенно при ко¬
ротком замыкании, деталях.
Для предотвращения задирания болтов
при монтажно-демонтажных операциях увели¬
чен зазор до 0,02—0,04 мм іна диаметр. На
всех муфтах контролируется момент затяжки
болтов"-по их удлинению- для муфты РБД
РСД —0,15 мм, РСД —РНД —0,2 и и
РНД — РГ — 0,3 ММ.
Глава шестая
ПРОТОЧНАЯ ЧАСТЬ ТУРБИНЫ
6.1.	ЭЛЕМЕНТЫ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ
Располагаемый теплоперепад турбины сра¬
батывается на 28 ступенях (с учетом трех
потоков в ЧНД -всего 38 ступеней). По свое¬
му конструктивному выполнению направляю¬
щие лопатки выполнены в диафрагмах, а ра¬
бочие— на дисках роторов, все ступени отно¬
сятся г типу активных. Основные характера
Рис 61 Схема сопловых сегментов ЦВД (в скобках
указано количество сопл в сегменте)
стики проточной части турбины приведены в
табл. 6.1.
Обеспечению оптимальных характеристик
рабочих решеток всех ступеней способствует
положительная реакция (2—3%) у корня ло¬
паток. уменьшающая -подсос -пара из камеры
между диафрагмой и диском. Указанный под¬
сос пара -нарушает структуру потока и вызы¬
вает потери энерг-пи
Проточная часть ЦВД состоит из однове-
иечіной регулирующей и десяти последующих
ступеней с полной дугой подвода пара.
" Регулирующая ступень -выполнена с ше¬
стью сопловыми сегментами, объединение ко¬
торых в группы с указанием количества сопл
в каждом сегменте представлено на рис. 6.1.
Степень парциальности регулирующей сту¬
пени при номинальном режиме для уменьше¬
ния потерь на выколачивание -пара из нера¬
ботающих каналов рабочих лопаток доведена
д о 93%.
Плавные меридиональные обводы проточ¬
ных частей ЦВД и ЦСД (одинаковые корне¬
вые диаметры по соседним ступеням, малые
разности оз ‘высотах решеток соседних ступе¬
ней) -обеспечивают полное использование вы*
68

Таблица б. 1
Основные характеристики проточной части турбины К-300-240-2
Наименование
цвд
ЦСД
цнд
2-11-я
1-12-и
5-«
Средний диаметр ступени DCp.. мм
Длина рабочей лопатки 1, мм
Относительная длина Ѳ=ОСр#
Давление пара за ступенью р, МПа
Температура пара за ступенью t, °C
Степень реакции на среднем диаметре, %
Отношение скорости иісо
1050
22,5
46,7
17,7
518
12,0
0,4
900—945
29.5—	73,5
30.5—	12,9
15,3—3,94
495—308
9 3—19,5
0,48—0,51
1186—1472
86—374
13,8—3,94
2,71—0,205
528—206 •
15,5—41,9
0,44—0,63
1835—2178
154—630
11,9—3,45
0,104—0 083
147*
20,7—41,2
0,54—0,63
2560
1050
2,43
0,00335
8,4**
58,3
0,82
ходных скоростей на последующих ступенях.
Исключение составляет лишь -регулирующая
ступень ЦВД, где за рабочими лопатками
из-за парциалыюсти существует неравномер¬
ное поле давления. Для того чтобы эта нерав¬
номерность не сказывалась на аэродинамике
остальных ступеней, за регулирующей ступе¬
нью выполняется камера для выравнивания
параметров потока по окружности, в которой
выходная скорость гасится. Лучшему вырав¬
ниванию параметров способствует разница
средних диаметров регулирующей і-і второй
ступеней. Увеличение среднего диаметра
1-й -ступени, а также некоторое снижение от¬
ношения -окружной скорости к скорости исте¬
чения пара из сопл иІСо на номинальном ре¬
жиме позволили довести тепловой перепад на
регулирующей ступени до 71 кДж/кг протиів
42 кДж/кг на остальных ступенях ЦВД-
Малые относительные длины рабочих ло¬
паток ЦВД позволили выполнить их постоян¬
ного сечения Каналы рабочих лопаток на пе¬
риферии ограничены ленточными бандажами.
Прирост проходных сечений по ступеням
обеспечивается за счет увеличения периферий¬
ных диаметров.
В проточной части ЦВД турбины
К-300-240 применены диафрагмы с узкими
профилями и с системой силовых стоек (см.
§" 4 5) Коэффициент полезного действия сту¬
пени с такой диафрагмой оказался недоста¬
точным для турбин такого класса
В турбине К-300-240-2 использовапы диа¬
фрагмы без силовых стоек с направляющими
лопатками на базе профиля МЭИ с увеличен¬
ным за счет удлинения входной части момен¬
том сопротивления (рис. 6.2) Проведенные на
ХТГЗ и ЦКТИ исследования -показали, что
к. п. д. ступеней с такими профилями при
высоте решеток от 30 ли и выше при опти¬
мальном значении и/Со достигает 85—85,-5%,
При высокой плотности пара в ЦВД важ¬
ны конструктивные меры по уменьшению па¬
разитных протечек пара в проточной части.
Для уменьшения прогечек лара помимо кана¬
лов рабочих лопаток выполняется положитель¬
ная перекрыта тіо высоте рабочих лопаток
и используется система осевых п радиальных
уплотнений (рис. 6.3). Перекрыта у корня
лопаток 2—11-й ступеней 1 мм, а па перифе¬
рии с учетом отклонения струп пара в ради¬
альном направлении перекрыта 1,5 мы; на
регулирующей ступени перекрыта у обоих
кондов лопатки 1,5 мм.
Усики осевых уплотнений выполнены на
бандаже п хвостовой части лопаток, а усики
радиальных уплотнений (надбандажных) за-
чсканивают в козырьки диафрагм
По данным заводских испытаний радиаль¬
ные уплотнения над бандажами ступени высо¬
кого давления повышают экономичность сту¬
пени на 1%.
6 2 Профиль направляющей лопатки
удлиненной входной кромкой (пунктиром ука¬
зан исходный профиль)
69
Рис.

Рис 6.3 Элемент проточной части ЦВД (1-я и 2-я сту¬
пени)
Рис 6 4 Элемент проточной части ЦСД (9-я и 10-я сту-
Количество усиков в кольцах диафрагмен¬
ных уплотнений, уменьшающих протечку па¬
ра помимо -направляющих решегок, изменяем¬
ся в зависимости от перепада давления —
28 усиков на 2-й ступени, 17 усиков на 3—
5-й ступенях и по II усиков на остальных.
Кольцевые щел-я шириной 6 мм соединяют
проточную часть за 5-й степенью с межци-
линдровым пространством за 9-й ступ нью
с камерой первого отбора
Модернизация диафрагм ЦВД, а также
уменьшение потерь от утечек за счет установ¬
ления по проточной части минимально допу¬
стимых зазоров позволили довести внутренний
относительный к, п. д. проточной части ци¬
линдра до 84—84,5%,
В проточной части ЦСД, состоящей из
12 ступеней, протекает пар, удельные объемы
которого благодаря .промежуточному перегре¬
ву значительно больше, чем в ЦВД, и интен¬
сивность -возрастания их от ступени к ступе¬
ни также больше, особенно -на последних 10—
12-й ступенях.
Рост проходных сечений от ступени к сту¬
пени достигается, как и в ЦВД, за счет уве¬
личения периферийного диаметра, причем на
10—12-й ступенях угол раскрытия внешнего
меридионального обвода больше, чем -на пре¬
дыдущих ступенях.
В соответствии -с этим бандажи у ободов
диафрагм I—9-й ступеней выполнены цилинд¬
рическими. а на 10—12-й ступенях — кониче¬
скими; каналы .между рабочими лопатками
на периферии 1—9-й ступеней ограничены лен¬
точными бандажами, а на 10—12-й ступе¬
нях — коническими козырьками, прикреплен¬
ными к диафрагмам.
70
(Д—рздиа^ьный зазор по надбандажпым уплотнениям)
Большие высоты решеток позволили при¬
менить з проточной части ЦСД диафрагмы с
широкими лопатками, обеспечивающими -проч¬
ность и допустимый п-рогиб диафрагм. Это
же определило использование с 1-й ступени
ЦСД, где ВСр/^=13,8, рабочих лопаток с за¬
круткой по закону постоянства циркуляции
Такая закрутка с ростом эффективного угла
■выхода .из сопла к периферии обеспечивает
примерное постоянство удельного расхода по
высоте .решетки, приближает реальную схему
течения пара в ступенях к цилиндрической и
выравнивает поле скоростей по радиусу за
рабочей лопаткой, что уменьшает суммарную
потерю -с выходной скоростью и повышает эко¬
номичность последующей ступени.
Значительные -величины реакции на пери¬
ферии ступеней требуют тщательного выпол¬
нения уплотнения перетечек поверху рабочих
лопаток.
На рис. 6 4 представлены две типичные
ступени ЦСД. Ступени с бандажом, как и в
ЦВД, имеют осевые уплотнительные усики у
корня и -на бандаже рабочих лопаток, а так¬
же но два радиальных уплотнительных усика
над бандажом, установленных в козырьках
диафрагм.
Уплотнение осевых зазоров на 10—
12-й ступенях осуществляется только за счет
усика у корня рабочих лопаток, а протечка
поверх рабочих лопаток уменьшается за счет
относительно небольших радиальных зазоров
между лопатками и козырьками на диа¬
фрагмах.

На ступенях с ленточным бандажом 'вы¬
полнены положительные перекрыти «а рабо¬
чих лопатках, увеличивающиеся по мере ро¬
ста высоты лопаток от 1 до 3 мм у корня и
■от 2 до 3 мм на периферии. На 10—12-й сту¬
пенях у корня положительная перекрыта
3 мм, а на периферии в турбинах К-300-240
отрицательная перекрыта 2,5—3 мм.
Отсутствие ленточного бандажа при отри¬
цательной перекрытие приводит к ухудшению
условий обтекания периферийной зоны рабо¬
чей .решетки' перетечка поверх "концов лопа¬
ток из-за разности давлений по обе стороны
профиля, суммируясь с потоком протечки па¬
ра, текущим поверху ступени, приводит к
перераспределению расхода по высоте и к
нерасчетному обтеканию концов лопаток.
Выполненная иа модернизированной тур¬
бине положительная перекрыта и на .перифе¬
рии топатки уменьшает указанную переточку
-й улучшает обтекание -концов лопаток.
‘Осевые зазоры па периферии за 4-й, 8-й и
10-й ступенями увеличены для организации
регенеративных отборов пара.
Переход к двухкорпусному ЦСД, исклю¬
чающему коробление цилиндра и связанные
-с этим протечки, проведенная корректировка
зазоров проточной части, введение положи¬
тельных перекрыт по 10—12-й ступеням и
другие мероприятия позволили довести к. п.д.
цилиндра турбины К-300-240-2 до. 92,0% про¬
тив 90—90,5% в турбине К-300-240.
Проточная часть -низкого давления состо¬
ит из трех идентичных подоков тіо пять ступе¬
ней в каждом из них. 'С ростом удельных
объемов, резко выраженным па 4-й и 5-й сту¬
пенях, связана одна из основных трудностей
проектирования проточной части зпізкого дав¬
ления — создание плавных меридиональных
юбводов.
Корневой диаметр от первой к последней
сгупепи несколько уменьшается, увеличение
.проходных -сечений по ступеням осуществля¬
ется за счет роста ^периферийного диаметра
(рис. 6 5) с использо-вайгием при изготовлении
диафрагм возможностей литья для выпол¬
нения криволинейных меридиональных об¬
водов
Каналы между рабочими лопатками 1-й и
2-й ступеней ограничиваются ленточными бан¬
дажами, а на осіальных ступенях — цилинд¬
рическими козырьками диафрагм На 1-й и
2-й ступенях выполнены радиальные уплот¬
нения ® виде усиков на ленточных бандажах.
Осевые зазоры .нс ум іотяяются.
Положительные перекрыти на 1-й и
2-й ступенях выполнены у корня и бандажа
^рабочих легаток ію 2 мм На остальных сту¬
пенях у корпя положи іелыіьге перекрыти ло¬
паток возрастают до 10 мм. На периферии
Рис. 6.5 Проточная часть III потока ЦНД турбины
К.-ЗОО 240-2 (пунктиром показаны меридиональные об¬
воды проточной части турбины К-300-240)
отрицательная перекрыта составляет 10 мм
для последней ступени (турбина К-300-240).
Для турбины К-300-240-2 перекрыта выпол¬
нена положительной
При тепловых испытаниях турбин первых
выпусков ж. -п. д. ЦНД оказался значительно
ниже .расчетного Следует отметить, -что -воз¬
можность детального обсчета ступеней с уче¬
там пространственного потока появилась срав¬
нительно недавно благодаря использованию
ЭВМ Качественные экспериментальные дан¬
ные по Ч.НД, учитывающие взаимное влияние
ступеней, связанное с неравномерностью рас¬
пределения по радиусу между ступенями рас¬
ходов, полей скоростей, давлений и темпера¬
тур торможения, с паразитными протечками,
отборами и г д, могут быть получены при
испытаниях нагурных отсеков проточной
части
Газодинамические исследования, прове¬
денные иа турбине Змиецекой ГРЭС, помог¬
ли определить пути повышения эффективно¬
сти ЦНД
Модернизация проточной части заключалась в улуч¬
шении меридиональных обводов и примеяении более со¬
вершенных профилей. Для уменьшения раскрытия пери¬
ферийного обвода -несколько увеличены корневые и со-
отвеіетзенно периферийные диаметры няяравляющих и
рабочих решеток 1—3-й ступеней и уменьшена высота
направляющей лопатки 4-й ступени (см рис. 6.5) Плав¬
ность периферийного обвода обеспечивается примене¬
нием конических бандажей в новых диафрагмах 2—5-й
ступеней а также значительны ча положительными перс-
крьшіамй на периферии необацдажепных раоочих лопа¬
ток 3-й я 4-й ступеней Эти положительные перелрыши
уменьшают потери от утечки помимо рабочей решетин
и при наличии влаги в с гулена способствуют іучпіему
влагоуда тению.
Большая работа, проведенная ЦКТИ сов¬
местно с ХТГЗ по отработке направляющей
решетки последней ступени, привела к созда¬
нию новой диафрагмы, шотсри в которой на
15% ниже, чем‘в диафрагме старой конст¬
рукции
' Новая конструкция надбандажных уплот¬
нений 1-й и 2-й ступеней обеспечивает их па¬
дежную работу — при любых относительных
перемещениях ротора один-два усика всегда
будут ів контакте с пояском гна бандаже.
Тепловые -испытания модернизированных
турбин показали значительное повышение
экономичности части низкого давления (зна¬
чения к. и Д- ЦНД достигают 81— 82%).
Работа последних ступеней ЧНД в зоне
влажного пара (влажность за 3-й •ступенью
составляет 3%, за 4-й — 6% и за 5-й 8 А)
приводит к снижению их к. п д. из-за следу¬
ющих причин: потери энергии на внутреннее
трение между фазами, изменение ікромочных
потерь, потери на разгон капель влаги в меж-
венцовом зазоре и в .канале, ударное (тормо¬
зящее) «воздействие частиц влаги, попадаю¬
щих на рабочие лопатки, и т. д
Анализ потерь от влажности показал, что
для ступеней ЦНД потери -от торможения
рабочих лопаток влагой преобладают над
остальными .видами потерь [10].
Наличие влаги ведет также к эрозион¬
ному разрушению входных кромок рабочих
лопаток -последней ступени, наиболее сильно¬
му на участке верхней прети длины, что объ¬
ясняется наибольшими скоростями соударения
частиц влаги с лопатками и характером рас¬
пределения влаги по высоте лопаток.
Основным средством активной защиты ло¬
паток от эрозионного разрушения является
уменьшение количества влаги, в основном
крупнодисперсной, в проточной части, что од¬
новременно повышает экономичность ступе¬
ней за счет уменьшения потерь от влажности.
Б турбине используется несколько способов
удаления влаги
1.	Отсос пароводяной смеси из зазора
между 4-й и 5-й -ступенями в выхлопной па¬
трубок — удаляется значительная часть влаги
в виде капель, концентрирующихся на перифе¬
рии под воздействием инерционных сил. На
входе в камеру на диафрагмах 4-й и 5-й сту¬
пеней 'выполнены специальные козырьйи, для
того чтобы капли влаги не -попадали обратно
в проточную -часть.
2.	Отсос водяной плечкп всварных диаф¬
рагмах 5-й ступени, примененных в турбине
К-300-240-2, с поверхности сопловых лопаток
через радиальную щель (см. § 4 о) в -перифе¬
рийной зоне (внутриканальная сепарация).
Блага из лопаток попадает® кольцевую каме¬
ру в ободе диафрагмы и через ряд отверстий
отсасывается в пространство -выхлопного па¬
трубка.
’' 3. Сепарация влаги из межвеіщов-ого зазо¬
ра 5-й ступени. Капли влаги, .концентрирую¬
щиеся под воздействием центробежных сил
на периферии, отсасываются перепадом дав¬
ления через зазор между ободом диафрагмы
в специальным козырьком над рабочими ло¬
патками.
6.2.	ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ
ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ И ОСЕВЫЕ ЗАЗОРЫ
При -работе турбины вследствие разницы
в граничных условиях теплообмена и отличий
в температуре омывающего пара но ротору
и узлам статора, разделенным небольшими
осевыми зазорами, устанавливаются различ¬
ные ореднеинтегральные температуры, что ве¬
дет к изменению установленных при монтаже
зазоров. Эти изменения зазоров зависят так¬
же от разницы -в коэффициентах линейного
расширения материалов ротора -и статора.
Разница небольшая, поскольку материалы
принадлежат к одному классу сталей, но мо¬
жет тем не менее с учетом размеров деталей
определить значительную разность расши¬
рений.
Изменение зазоров по проточной части в
сторону увеличения ведет к ухудшению-
к. п. д, особенно ів ЦВД и ЦСД, из-за увели¬
чения протечки пара помимо рабочих лопа¬
ток. Кроме того, при превышении допустимых
удлинений или укорочений ротора могут 'воз¬
никать о-севыс задевания по проточной части
или концевым уплотнениям, следствием кото¬
рых может быть серьезное повреждение про¬
точной части.
Для предупреждения осевых задеваний
при проектировании турбины производится
расчет относительных расширений системы
роторов и по его результатам с учетом про¬
гиба диафрагм, перемещений ротора в упор¬
ном (подшипнике и деформации последнего-
уста пав ливаются осевые заз оры по оірото й
части я концевым уплотнениям.
Расчет температурных удлинений произво¬
дится для номинального режима и холосто¬
го хода после сброса -нагрузки. На 'номиналь¬
ном режиме рассматриваются установившее¬
ся и неустановивіпееся -температурные состоя¬
ния, последнее примерно соответствует пуг-”"'
из холодного состояния. Поскольку...
установившемся режиме РЕП и--5’
каются быстрее, чем стат^"^

Т а б з и ц а 6.2
Осевые зазоры по проточной части турбины К-300-240
.Наименование зазора
Ступени цилиндров
цвд
ЦСД
ЦІ1Д
5
■f
А
7
5
5
о
—
5
Л
5
Входной зазор по балда-
з<у, мм
Выходной зазор по дис¬
ка’, да
2
6
7
2
8
5.8
3,5
8
3,5
5,8
6,3
5,8
6,2
10
J0
П
18
14
28
17
жиме проверяют уменьшение выходных зазо¬
ров по ступеням. На номинальном установив¬
шемся режиме проверяют изменен входных
зазоров по этим цилиндрам.
Б результате расчета относительных рас¬
ширении по ЦВД установлено, -что наиболь¬
шее уменьшение входных зазоров -происходит
при режиме холостого хода: и а 1—5-й ступе¬
нях «а 0,5—1,1 мм, на 6—11-й ступенях на
0,7—0,9 мм. При неустановившемся номиналь¬
ном режиме уменьшение выходных зазоров
составляет 1,9—2 мм на 1-й ступени, 2,2—
2,6 мм оіа 5-й ступени, 4,3—4,9 мм на 6-й сту¬
пени, 5,4—5,6 мм на 11-й.
Наличие -камор отборов, способствующих
интенсификации обогрева наружного корпуса
ЦСД, и более высокий коэффициент линей¬
ного расширения материала корпуса ло срав¬
нению с ротором уменьшают входные зазоры
по проточной части ЦСД на .номинальном
режиме. Это уменьшение изменяется равно¬
мерно от 0,8 мм на 1-й ступени до 1,4 1,45 мм
на 12-й ступени и достигает >на 5-й ступени
I потока низкого давления 1,6—1,9 -мм.
На ^установившемся режиме ротор опе¬
режает в прогреве статор и выходные зазоры
уменьшаются от 1 мм на 1 ступени до 2,9—
3,2 мм на 12-й, а до проточной части I пото¬
ка низкого давления это уменьшение состав¬
ляет от 2,5 до 3 мм.
На установившемся номинальном режиме
зазоры 'по ЦНД почти ле отличаются от мон¬
тажных. После достижения холостого хода
входные зазоры по II -потоку -увеличиваются
на 1—5-й ступенях на 4,2—4,7 мм, а по
III потоку уменьшаются па 4,7—5,2 адм. Это
происходит (вследствие разогрева наружного
корпуса .паром, нагревшимся в проточной час¬
ти из-за вентиляции до температуры 200° С,
а также за счет укорочения РСД Наиболь¬
шее уменьшение входных зазоров по II пото¬
ку и увеличение на 4,1—4,5 мм по III потоку
происходит при неустановившемся поминаль¬
ном режиме.
На -основании приведенных изменений за¬
зоров с учетом упомянутых выше деформа¬
ций установлены осевые зазоры по проточ¬
ным частям цилиндров, которые приведены в
табл. 6.2.
На основании оасчета относительных рас¬
ширений для сечений, -в которых установлены
датчики приборов относительных расширений
роторов, определяются допустимые перемеще¬
ния. Для немодерпиз’ирова-иной турбины эти
пределы составляют. РБД 4-5,0 мм и—2,0 мм;
РСД 4-2,0 мм и —5,0 мм; РНД 4- 7,0 мм и
5,0 мм
ХТГЗ совместно с ЦКТИ на одной из
турбин Новочеркасской ГРЭС проведены не¬
посредственные измерения осевых зазоров в
различных режимах на ступенях, в которых
ожидалось их наибольшее изменение: 6-я сту¬
пень ЦВД, 5-я и 11-я ступени ЦСД
При этом подтвердилось предположение об-
отсутствии однозначной зав-исимости между
местными относительными расширениями ро¬
тора (ОРР) и соответствующими показания¬
ми штатных приборов ОРР. Это объясняется
тем, что при одних п тех же разностях сред¬
неинтегральных температур ротора и корпу¬
са цилиндра распределение температур по
этим узлам может быть различным ® зави¬
симости от особенностей режима или пред¬
шествующего данному режиму теплового со¬
стояния.
Б одном пз опытов при изменении -относи¬
тельного расширения РБД за 3 ч остывания
с 1,7 мм до 1,6 мм относительное -расширение
в зоне 6-й -ступени из-за изменения распреде¬
ления температур по ротору и корпусу
(рис. 6 6) изменилось от +1,0 мм до —0,3 мм
Результаты измерений изменения зазоров
представлены па рис. 6 7 Из-за указанной не¬
однозначности на рисунке представлены обла¬
сти значений фактических изменений зазоров
в контрольных ступенях, соответствующие от¬
носительному расширению ротора по штатно¬
му прибору. Поскольку экспериментальная об¬
ласть не охватывает всю зону .возможных
ОРР, то на рис. 6.7 пунктиром представлена
с учетом прогиба диафрагм графическая
экстраполяция ограничивающей зону кри-

5Р
z5
О
Рис 66 Разность температур ротора и корпуса ЦВД
в различных сечениях при остывании турбины.
вой до интересующих практических значений.
На основании полученных данных ХТГЗ
произведена корректировка допустимых отно-
•сительяых расширений, позволившая (повысить
маневренность турбины, не снижая надежно¬
сти ее работы. Так, вместо допустимого уко¬
рочения РВД —1,0 мм, что нередко тормози¬
ло пуск из неостывшсго состояния, установ¬
лено предельное значение —2,0 мм
Уменьшение входных зазоров в проточной
части ЦВД при этом практически сохраняет¬
ся па безопасном уровне, составляя от —1,0
до —1,2 мм, а время прогрева турбины при
разворотах после останова на 24—48 ч сокра¬
щается примерно на 1 ч. Допустимое -укороче¬
ние РСД оказалось возможным увеличить с
—4,5 до —5,0 мм.
Двухкорпусная конструкция ЦСД -предоп¬
ределила некоторое снижение температуры
ружного корпуса по сравнению с однокорпус¬
ной конструкцией, что привело к меныпим
укорочениям ротора на установившемся номи¬
нальном режиме. Входные зазоры на этом ре¬
жиме по 1—4-й ступеням уменьшаются на
1,12—1,20 мм, а по 5—12-й — на 0,94—0,76 мм.
Максимальное уменьшение .входных зазоров
имеет место аіа режиме отставания прогрева
ротора, при .котором на 1—4-й ступенях зазо¬
ры уменьшаются на 1,69—2,14 мм, на 5—
8-й—ла 2,02—2,4 мм и на 9—12-й иа 2,26—
2,60 мм. Это уменьшение и является опреде¬
ляющим тьри выборе входных зазоров.
Уменьшение выходных зазоров при неуста-
ловившемся режиме работы с отставанием >в
прогреве статора в модернизированном ЦСД
также меньше и по 1—12-й ступеням изме¬
няется от 0,16 мм до 2,42 мм
По результатам расчетов с использовани¬
ем опытных данных об изменении зазоров в
проточной части пемодериизированного ЦСД
установлены зазоры по осевым уплотнениям
для модернизированного цилиндра Зазоры
уменьшены на 15—20%, что ведет к умень¬
шению протечек помимо рабочих лопаток.
Изменение конструкции ЦСД сказалось
также -на относительных расширениях РСД ,и
связанного с ним РНД, в связи с чем были
установлены поаые пределы относительных
расширений для этих роторов" по РСД
4-4,0 мм и —2,5 мм, а по РНД -і-8,0 мм и
—5,0 мм.
I
Рис 6 7 Области суммарных изменений осевых зазоров
S —6-я ступень ЦВД; б-з-я ступень ЦСД в-П-я ступень ЦСД. г -І-я сту-.еііь ІИ шпаке ЦНД, 6 —Стационарный режим,
*ѵ—280-т-ЗСЮ МВт, д—остывание. _—пуск после 120 ч стоянки. Д. — пуск после 55 ч стоянки. *— пуск после 24 ч стоянки О

пуск после. 8 ч стоянки, « —пуск после I ч стоянки	'	'
74

корпуса ЦВД в районе I—5-й ступеней дости¬
гает" 0,91—0,98 мм при разности температур
55° С .и 0,74—0,82 мм при разности 45 С, по
ЦСД максимальный лрогиб_ в районе 7—
9-й ступеней и .равняется 0,78—0,77 .мм при
разности 65° С и 0,66—0,64 мм при разности
55° С
Значительное уменьшение нижних зазоров
происходит также за счет увеличения при про¬
греве до рабочих температур статического про¬
гиба РВД до 0,4 мм и РСД до 0,5 мм Умень¬
шение нижних зазоров по ЦСД происходит и
из-за неравномерного прогрева средней опо¬
ры, что ведет к подъему корпусов относитеть-
но подшипника № 2	0,2 мм. С другой сто-
»3 РАДИАЛЬНЫЕ ЗАЗОРЫ
Радиальные зазоры по проточной части в
значительной степени определяют потерн па¬
ра, обтекающего через диафрагменные уплот¬
нения сопловые решетки м минующего .рабо¬
чие .решетки поверх ленточных бандажей, оти
протечки оказывают существенное влияние на
к. п д ступени.
Повышение параметров пара связано с
противоречивыми требованиями к радиальным
зазорам по проточной части цилиндров высо¬
кого давления- с одной стороны, увеличение
плотности пара требует уменьшения этих за¬
зоров по диафрагменным и ладбандажным.
ѵп югнениям для обеспечения высоких к. в. д-
ступеней; -с другой стороны, повышение тем¬
пературы обусловливает необходимость созда¬
ния относительно больших зазоров для обес¬
печения надежности работы
Для удовлетворения этих требований ра¬
диальные зазоры по проточной части ЦВД,
ЦСД и ЦНД выполнены порядка 0,001 диа¬
метра, как и на выпускавшихся ранее -турби¬
нах* Так, зазоры по яадбапдажным уплотне¬
ниям ЦВД и та I—5-й ступенях ЦСД состав¬
ляют 1,0—1,2 мм. на 6—9-и ступенях ЦСД
1,2—1,4 -мм, а по диафрагменным уплотнени¬
ям в этих обоих цилиндрах — 0,5—0,6 мм.
По надбандажным ултотнениям 1 й л
2-й ступеней ЦНД зазоры в_ соответствии с
диаметрами возрастали до 1,5 2,0 мм, а за¬
зоры по диафрагменным уплотнениям ЦНД -
до о,6—0,8 мм, причем при 'выпуске первых
турбин радиальные зазоры выполнялись кон¬
центричными
При первых же ремонтах турбин оонару-
жилась значительная выработка усиков над¬
бандажных уплотнений в нижних половинах
ЦВД и ЦСД (в ЦСД зазоры внизу увеличи¬
вались до 3,0—3,5 мм). Выработка усиков
падбандажіных уплотнений при довольно хо¬
рошем состоянии диафрагменных уплотнений
объясняется жестким типом усиков, а эластич¬
ность конструкции диафрагменных уплотнений
предохраняет их усики от значительного изно¬
са, прежде всего -при пусках турбины
’ В связи с этим .произведены -расчеты для
определения радиальных зазоров в ЦВД и
ЦСД -с учетом основных факторов, влияющих
на зазоры -при работе турбины
Одним из определяющих факторов являет¬
ся разность температур между низом и вер¬
хом корпуса цилиндра, обусловливающая из¬
гиб корпуса. Как известно, из-за конвектив¬
ного теплообмена снаружи и внутри корпуса
цилиндра его верхняя половина всегда горя¬
чее нижней, что ведет к прогибу корпуса вверх
с уменьшением радиальных зазоров понизу
' Результаты расчета показали, чті • прогиб

Таблица 6.3
Отклонение радиальных зазоров по проточной части
ЦВД и ЦСД от установленных конструктивно
Ступени
Пиз
Верх
1-9-я ЦВД
10, II-я ЦВД
1-12-я ЦСД
I—5-я ЦНД
Л*+ (0,25—0.4)
Д-р (0,2—0,35)
А -f" (0,25-—0,35)
Л+(0,3—0,4)
Л—(0,25—0,4)
А—(0,2—0.35)
Л— (0,25—6,35)
Л-(О.З-0.4)
роны, нижние зазоры возрастают за счет уве¬
личения при прогреве статического прогиба
корпуса цилиндра и его лап чіа 0,3 мм, а так¬
же подъема ротора на масляной пленке опор¬
ных подшипников на 0,1 мм.
Учет всех факторов показал, что для •на¬
дежной -работы турбины [необходимо перерас¬
пределение ргдпалъяых зазоров между низом
и верхом со значительным увеличением ниж¬
них зазоров. Рекомендованные отклонения
приведены в табл. 6.3.
ХТГЗ совместно с ЦКТИ на одной из тур
бип Новочеркасской ГРЭС проведено иссле¬
дование изменения этих зазоров по ЦСД при
различных режимах. Результаты измерений
зазоров с помощью индукционных датчиков,
установленных в проточной части, приведены
на рис 6.8.
Экспериментальные данные подтвердили
необходимость перераспределения радиаль¬
ных зазоров между низом и верхом и позво¬
лили уточнить установочные зазоры по .неко¬
торым отсекам ЦСД и ЦНД. Такое перерас¬
пределение [выполняется ХТГЗ, а на [выпущен¬
ных ранее турбинах выполнено на ГРЭС при
капитальных ремонтах.
В табл. 6.4 приведены радиальные зазоры
по проточным частям турбины К-300-240-2.
По ступеням ЦСД и ЦНД, не имеющим лен¬
точных бандажей, устанавливаются радиаль¬
ные зазоры, гарантирующие отсутствие заде¬
ваний лопаток о статор при самых неблаго¬
приятных режимах. Для 10—12-й ступеней
ЦСД зазор 3—3,5 мм, а для 3, 4 и 5-й ступе¬
ней ЦНД соответственно 3,5—4,5 мм, 4,5—
6 мм и 9,5—11,5 мм, причем увеличенные за¬
зоры по последней и предпоследней ступеням
низкого давления выполняются также для
лучшего влагоудаления из проточной части.
На рис. 6.9 представлены графики, позво¬
ляющие оценивать изменение мощности
(к. п. д.) турбины при отклонении радиаль¬
ных зазоров по проточной части и концевым
уплотнениям ог расчетных. Этими же графи¬
ками можно пользоваться и для отдельных
цилиндров (ЦВД или ЦСД), однако с не¬
сколько «меныпей точностью.
Рис. 6 9 Влияние изменения радиальных зазоров па-
мощность турбины
Радиальные зазоры по проточкой части турбины К-300-24С-2
Таблица 6-4
Наименован х
Боковые
в„.
Верх
ЦВД
Диафрагменные уплотнения 2-11-й ступеней
0,7-0,9	1	1-1.1
0,6—0,7
Надбандзжпые уггютиенпя 1—11-и степеней
1 3—1,4
1.1
ЦСД
Диафрагменные уплотнения 2—12-й ступеней
0,8—1
1,1—1,2
Надбапда иные уііяот-
нения
1—5-й ступеней
1—1.2
1.3-1 Л
0,9—1
6—9-й ступеней
1.2—1,4
1,1—1,2
ЦНД
Диафрагменные упчотчения 2—5-й ступеней
0.9—1.1
.,3-1,4
0,7—0,8
Надбандамжые уплотнения 1—2-іі ступеней
1,1-1,3	1,5-1.6
0,9—1

Глава седьмая
КОНДЕНСАЦИОННОЕ УСТРОЙСТВО, ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ОБОРУДОВАНА И РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
7.1. ВЫ6ОР КОНСТРУКЦИИ КОНДЕНСАТОРА
В последнее время выявилась тенденция
на крупных турбинах с двух-, трехпоточным
и более выхлопом применять один конденса¬
тор, что упрощает схему конденсационной
установки и уменьшает сопротивление цирку¬
ляционных водоводов Однако размещение в
отном корпусе трубок конденсатора с боль¬
шой поверхностью охлаждения представляет
собой трудную задачу Кроме того, інеобходи-
мо обеспечить высокие теплотехнические ка¬
чества конденсатора, рационально разместить
его в .пределах фундамента турбипы без зна¬
чительного увеличения высоты -конденсацион¬
ного помещения и удобно подвести и отвести
циркуляционные трубопроводы большого диа¬
метра.
Заводом спроектирован двухходовой двух¬
поточный .конденсатор (рис 7 1) на абсолют¬
ное давление пара 3,43 -кПа (0,035 кгс/см2)
при температуре охлаждающей воды 12° С.
Конденсатор имеет параллельное располо¬
жение ходов воды по отношению к паровому
потоку, т. о пар из конденсатора поступает
одновременно в .основные трубные пучки .пер¬
вого и второго ходов воды
Несконденсировавшаяся часть лара посту¬
пает в воздухоохладитель. Параллельное рас-
положение пучков способствует снижению
парового сопротивления конденсатора, и его
следует предпочесть последовательному, при
котором весь пар, поступающий в конденса¬
тор, сначала одним общим потоком проходит
через лучок второго хода воды, а затем тог
же поток пара омывает трубки пучка перво¬
го хода воды.
Подвод воды осуществляется снизу, от¬
вод— сверху Таким образом, вода, двигаясь
на протяжении одного хода горизонтально,
при переходе в следующий ход перемещается
вверх, а так как пар проходит сверху -вниз,
іо тем самым достигается известный проти¬
воток.
Тепловой расчет конденсатора выпочнеп
на постоянную скорость охлаждающей воды
(выбранную по технико-экономическим сооб¬
ражениям). Число трубок в каждом ходе ох¬
лаждающей воды выбрано одинаковым
Конденсатор «при высоких теплотехниче¬
ских качествах обеспечивает высокую гидрав¬
лическую плотность, глубокую деаэрацию
всего конденсата и добавку питательной воды
в смему (см. § 7 2)
Конструкцией конденсатора предусмотрена
возможность приема всех потоков пара и. во-
Техническая характеристика конденсатора
Площадь охлаждающей поверхности, м2 15240
Расход пара в конденсатор при номи¬
нальной нагрузке, т/ч . .	. .	563,64
Удельная паровая нагрузка, кг/(м2-ч)	37,0
Расход охлаждающей воды, м3/ч - - 34 805
Количество трубок в конденсаторе, шт 19592
Активная длина трубок (полная длина
трубок за вычетом толщины концевых
трубных досок), м	...	8,89
Диаметр -трубок*, мм/мм ....	28/26
Гидравлическое сопротивление конден¬
сатора при расчетном расходе охлаж¬
дающей воды, кПа (кгс/см2) . . 39,2 (0,4)
Паровое сопротивление конденсатора,
кПа (кгс/см2) .	...	0,67 (0,0068)
Скорость охлаждающей воды в трубках,
м/с .		 1,86
Кратность охлаждения .	. .	61,75
Коэффициент теплопередачи, Вт/(№-К)	2547
г- * Материал тр -бои
выЙ сплав МЦЖМцв-Н
— тат-нь ЛбЗ ЛМш68-О,Оі5 пли медно-вітгхяе-
I (по терлику яодгрнпз'ЦпП).
ды при пусках, остановах и в нормальной
эксплуатации блока.
7.2. КОМПОНОВКА ТРУБНОГО ПУЧКА КОНДЕНСАТОРА
В конденсаторе совокупность всех трубок
называют трубным пучком. В общем труб¬
ном пучке выделяют совокупность всех тру¬
бок одного хода по воде (пучок первого хода,
пучок второго хода и т. и.) и трубок выделен¬
ного воздухоохладителя (пучок воздухоохла¬
дителя)
В конденсаторе отдалю предпочтение тре¬
угольному (или ромбическому) расположе¬
нию трубок, являющемуся частным случаем
шахматного как наиболее компактного При
таком расположении па единице площади
трубпой доски можно разместить наибольшее
количество трубок и иметь .в единице объема
наибольшую поверхность теплообмена. Рас¬
стояние между осями соседних отверстий под
трубки (шаг трубок) выбрано для 'Сокращения
поперечных размеров конденсатора -по -воз¬
можности «малым (1,254ц)
Трубный пучок состоит из трубок 0 28X1,
составляющих основную 'часть пучка, и утол¬
щенных трубок 0 28X2, расположенных в
первом ряду наиболее подверженных дина¬
мическому действию парового потока мест
трубного пучка
Сформулированные ВТИ основные поло¬
жения рациональной компоновки трубной
системы конденсатора турбины К-300-140 .ре¬
шаются следующим образом.
Охлаждающая поверхность конденсатора с
центральным проходом дня пара и боковыми

Рис 7.1. Конденсатор турбины К-300-2 2 (вид с торца)
отсосами паровоздушной смеси состоит из
двух симметричных относительно вертикаль¬
ной оси -конденсатора трубных пучков, ском¬
понованных вокруг -воздухоохладителей и об¬
разующих проход для -пара в -нижнюю часть
конденсатора. Эта схема наиболее, .полно от¬
вечает требованиям обеспечения приемлемой
аэродинамики парового потока для принятой
конструкции выхлопной части турбины
«Ленточная» форма трубных -пуч-к-ов спо¬
собствует увеличению живого сечения іна сто¬
роне входа пара в трубный пучок за счет уве¬
личения -входного периметра (подобные фор
мы трубных пучков встречаются также ів за¬
рубежной практике конденсаторест-роелия).
В трубных пучках, выполненных в виде
сложенных лент, со стороны входа пара обра¬
зованы внешние сужающиеся каналы -для уве¬
личения -входного периметра и уменьшения
глубины пучка, а на стороне выхода -пара
78
имеются внутренние расширяющиеся каналы
для отвода из пучков паровоздушной смеси.
Нескоцденсировавшийся пар и воздух, выхо¬
дящие из (внутренних каналов, .поступают -к
воздухоохладителю, перемешиваясь перед
ним Число рядов охлаждающих трубок ® леи -
те по ходу пара не превышает 10—12.
Расположенные в нижней части конденса¬
тора горизонтальные участки лент трубного
пучка препятствуют попаданию пара из цен¬
трального прохода -непосредственно -к пучку
■воздухоохладителя В то же -время они обес¬
печивают постоянное протекание пара над
«зеркалом» конденсата, собирающегося иа
днище конденсатора, способствуя хорошей
деаэрации конденсата (рис. 7.2)
Благодаря выполнению конденсатора реге¬
неративным практически отсутствует переох¬
лаждение конденсата, что благоприятствует и
его деаэраций.

Рис 7 Іа Конденсатор турбпны К-300-240-2.
7 3. КОРПУС, ПАТРУБОК ПЕРЕХОДНЫЙ, КАМЕРЫ
ВОДЯНЫЕ, РАМА ОПОРНАЯ И ОПОРЫ
КОНДЕНСАТОРА
Трубный пучок конденсатора размещен в
стальном корпусе цельносварной (конструкции.
В поперечном сечении «корпус имеет форму
прямоугольника, с наружной стороны боковые
плоские стенки корпуса -укреплены элемента¬
ми жесткости — швеллерами. Весь трубный
пучок конденсатора по длине опирается на
шесть промежуточных трубных досок, расп-о-
тоженных «па равных расстояниях друг от дру¬
га Оба конца «охлаждающих 'трубок разваль¬
цованы в одинарных концевых (передней и
задней) трубных досках. Повышенная водя¬
ная плотность конденсатора (минимальное -со-
тесодсржание конденсата) достигается зане¬
сением уплотняющего (битумною) покрытия
на -концевые трубные доски после разваль¬
цовки в них охлаждающих труб стороны
водяных камер
С обеих торцевых сторон корпуса к кон¬
цевым трубным доскам по контуру трубного
пучка приварены передние (с горизонта іьны-
ми перегородками между ходами охлаждаю¬
щей воды) и задние (без перегородок) водя¬
ные -камеры, .которые закапчиваются ф танца¬
ми. К фланцам на шпильках п болтах (в по¬
следних конструкциях — на шпильках) кре¬
пятся съемные крышки, которые дополни¬
тельно укреплены анкерными шпильками.
Плотность фланцевых ©азъем-ов крышек
обеспечивается резиновым жгутом прямо¬
угольного сечения, закладываемым в имею¬
щиеся в фланцах канавки. В последних кон¬
струкциях крышки задних водяных камер вы
полнены приварными.
Переходный патрубок, соединяющий кон¬
денсатор с выхлопным патрубком турбины,,
прямоугольного, расширяющегося в сторону
конденсатора сечения, имеет вырезы под ко¬
лонны фундамента и -выполнен из плоских на¬
клонных стальных листов, укрепленных изну¬
три ребрами и скрещивающимися тягами «круг¬
лого сечения. Во внутренней -по юсти переход¬
ного патрубка размещены -выводящие трубы
отборов из части низкого давления ЦСД и
ЦНД, -концы которых выходят наружу через,
стенки -патрубка ,в сторону водяных камер
конденсатора. Трубы отборов экранированы
кожухами.
Крышка подвода и слива охлаждающей
воды образовала -криволинейными внешними,
внутренними и (верхними стальными листами
Внешние листы разнесены к боковым стенкам
водяных камер конденсатора Внутренние ли¬
сты установлены наклонно к плоскости, (про¬
ходящей через вертикальную -ось конденсато¬
ра. Верхние листы -плавно ограничивают
крышку сверху В днище крышки вварены
патрубки с фланцами для соединения с -под¬
водящими я сливными циркуляционными во¬
доводами.
Верхняя часть крышки стороны подвода
охлаждающей воды «выполнена плоской и
ужесточена ребрами. Сторона слива крышки
закрыта изнутри .в плоскости фланцевого сое¬
динения -с водяной каморой вертика..!ьным
плоским листом, который не доходит до само¬
го верха -крышки и образует «порог» для с.ш
ва воды, создавая подпор охлаждающей во
ды на сливе из второго хода конденсатора.
Форма крышки соответствует гидродина¬
мике -потоков охлаждающей ©оды и -способст
вует снижению -общего гидравлического со¬
противления -конденсатора.
В промежуточных трубных досках в мес¬
тах, Qic занятых отверстиями иод «охлаждаю¬
щие трубки, имеются круглые вырезы для
выравнивания давления по длине конденсато¬
ра. Днище конденсатора укреплено приварной
опорной рамой, -которая одновременно прида
ет общую жесткость конденсатору -в целом.
Опорная рама состоит из «несущих -и соеди¬
няющих сварных балок двутаврового сечения.
Передаваемая опорной рамой шагрузка вос¬
принимается четырьмя пружинпыми опорами
(рис. 7 3) — по восемь -пружип сжат ія в каж¬
дой. Пружинные опоры расположены по тор¬
цам конденсатора со стороны передней и зад¬
ней іводяных камер «каждого протока. Пру¬
жинам придается та-кая жесткость, чтобы они
целиком воспринимали массу конденсатора
7&

без воды в водяном пространстве; масса во¬
ды воспринимается выхдрпным -патрубком
турбины.
Необходимая жесткость пружин обсспечи-
-вается установкой специальных шайб, толщи¬
на которых выявляется по данным заводских
испытаний каждой пружины в отдельности.
Для того чтобы завести установочные шайбы
под пружины, последняя сжимается отжимным
брдтом (рис. 7 3).
Расчет пружинных опор конденсатора про¬
изводится исходя из условия, что опоры нор¬
мально должны воспринимать только собст¬
венную массу «конденсатора, нс заполненного
водой. При этом учтено, что при максимально
возможном опускании «конденсатора «пз-за теп¬
ловых: расширений «нагрузка на выхлопной па¬
трубок, сохраняя свой знак, не должна быті
ниже определенного значения, устанавливае¬
мого заводом.
7.4. ПР*«МНО-СБРОСНЫЕ УСТРОЙСТВА
КОНДЕНСАТОРА
Па торцевых стенках переходного -патруб¬
ка конденсатора установлены два приемно¬
сбросных устройства, предназначенных для
приема -в -конденсатор пара после БРОУ -при
нестационарных режимах работы блока (пуск,
останов), а также при аварийных сбросах на-
Рис 7 2 Трубный пѵчок конденса¬
тора.
грузки и одно — для приема
пара от сброспнх клапанов
промперегрева.
Специальные исследова¬
ния показали, что попада¬
ние пароводяной смеси, со¬
держащей нсвспарившнйся
конденсат, на поверхность
обоймы диафрагм внутри
выхлопного патрубка тур¬
бины вызвано в первую оче¬
редь несовершенством кон¬
струкции применявшихся
ранее пароприемных уст¬
ройств Это приводило к за-
холажпвапию наружной по¬
верхности обоймы и к воз¬
никновению значительного
температурпого градиента в теле обоймы.
Вследствие этого происходило коробление
обоймы, раскрытие со разъемов, расцентров-
ка проточной части ЦНД, нарушение установ¬
ленных зазоров и значительное перетекание
пара помимо проточной части.
Недостаточно эффективное испарение 'вла¬
ги являлось органическим дефектом приме¬
нявшихся ранее пароприемпых устройств, по¬
скольку в этих устройствах имелась всего од-
иа ступень расширения пара и процесс увлаж¬
нения происходил за предела¬
ми устройства в паровом про¬
странстве конденсатора
Разработанное в настоя¬
щее время и внедренное в кон¬
струкцию конденсатора тур- f
бішы К-300-240-2 новое прием¬
но-сбросное устройство дрос-
сельпо-охладителыгого
изображено па рис. 7.4
Принцип действия
зангюго на рис
сбросного
сельно-охл адительного
заключается в многоступенча-
типа 3
пока-
приемпо-
устройства дрос-
типа
Рис. 7 3 Опора прѵжипиая
чаіііка 5 — отж
неитяая плигй;
ІйЦШ
I . 550
80

ми прорезями)
Рис. 7.4 Приемно-сбросное
устройство дроссельно-охла¬
дительного типа
том расширении пред¬
варительно увлажнен¬
ного пара впе конден¬
сатора с гашением ки¬
нетической энергии по¬
сле каждой ступени
общий
расширения. Приемно-
сброспое устройство со¬
стоит из увлажнителя
пара, являющегося
первой ступенью дрос¬
селирования, и дрос¬
сельной части.
Увлажнитель пара -выполнен в виде соп¬
ла Вептури, через радиальные отверстия в
горловой части которого впрыскивается -кон¬
денсат. Дроссельная часть устройства ооразо-
зана несколькими концентрическими кожуха¬
ми с кольцевыми прорезями, смещенными в
соседних кожухах па половину шага.
Набор кожухов, заключенных т
корпус, устанавливается, -как указывалось вы¬
ше, на’торцевой стенке переходного патрубка
конденсатора с наружной счароны. Увлаж¬
ненный пар проходит от центра к периферии
через кольцевые прорези, многократно изме¬
няя направление движения и дросселируясь
до давления, близкого ж давлению в конден¬
саторе.
Конечная температура сбрасываемого па¬
ра поддерживается (путем регулирования
расхода увлажняющего конденсата) немного
выше температуры насыщения, т. е. пар выхо¬
дит перегретым, что гарантирует полное испа¬
рение содержащейся ® нем влаги.
Число ступеней дросселирования выбрано
таким, что обеспечивается протяженность пу¬
ти, достаточная для охлаждения пара, и от¬
сутствуют ікритические -скорости истечения
во избежание излишнего шума.
В настоящее воемя энергетические блоки
сверхкритического давления (® том числе с
турбинами К-300-240-2) оснащаются 100%-
ной ікоцденсатоочисткой, которую .при исполь¬
зовании анионитов (особенно стаооосновных
анионитов марки АВ-18), нс допускающих
повышения температуры сверх 40° С, прихо¬
дится располагать непосредственно после
конденсатора
Повышенная температура очищаемою
конденсата (40—50°С), приводящая к преж¬
девременному выходу из строя анионитов,
наблюдается', как правило, при ухудшении
вакѵѵма в конденсаторе, в частности в период
6—116*’
пуска агрегата Для снижения на этих режи¬
мах температуры осуществляется подпитка
конденсатора холодной обессоленной му
а при достижении температуры 50 С конден
сат .направляется по байпасной линии, минуя
конденсатоочистку. что резко ухудшает ус¬
ловия эксплуатации котла и турбоустановки.
При этом уровень конденсата автоматически
поддерживается номинальным и -при любом
режиме работы турбины остается посто¬
янным.
ХТГЗ предложен спосоо автоматического
регулирования уровня в конденсаторе при
переменной температуре конденсата перед
копденсатоочисткой.
При работе турбины откачка конденсата
из конденсатора осуществляется через кон¬
денсатосборник конденсатным насосом первой
ступени. Затем после конденсатоочистки кон¬
денсатным «асосо-м "второй ступени через кла¬
пан регулятора уровня в конденсаторе с ис¬
полнительным механизмом конденсат 'направ¬
ляется в подогреватели
При .нормальном вакууме датчик подает
команду через электронный регулятор уров¬
ня на исполнительный механизм, управляю¬
щий (клапаном, “который автоматически под¬
держивает нормальный уровень кондецсауа в
конденсатосборнике.
При повышении температуры конденсата
до 40—45° С автоматический переключатель
по команде от датчика температуры отклю¬
чает электронный рогу іятор уровня и вводит
в работу электронный регулятор температу¬
ры', который с этого момента управляет кла¬
паном через его исполнительный механизм
Клапан плавно закрывается, повышая гем са¬
мым ѵровепь конденсата в конденсаторе, что
приводит к затоплению парового прохода и
части поверхности охлаждения (до 10%) в
нижней часта конденсатора. Это способству-
ет интенсивному переохлаждению конденсата
по 'сравнению с температурой насыщения па¬
ра (при установившемся -вакууме оз конден¬
саторе)
Повышение уровня .конденсата (затопле¬
ние трубок) .происходит до тех пор, тюка не
установится допустимая его температура,
после чего электронный регулятор темпера¬
туры конденсата поддерживает уровень в не¬
обходимых пределах, ко не "более установлен¬
ного заранее повышения уровня -конденсата в
конденсаторе.
По мере углубления вакуума в конденса¬
торе при переходе на стационарный режим
работы турбоустановки и соответствующего
понижения температуры конденсата до -нор¬
мальной уровень конденсата автоматически
понижается (вплоть до вступления из работу
электронного регулятора уровня конденсата.
7.J. ДЕАЭРАЦИОННЫЕ КОНДЕНСАТОСБОРНИКИ
В соответствии с правилами технической
эксплуатации (ПТЭ) содержание кислорода в
конденсате турбин с давлением рабочего па¬
ра 8,83 ЛАПа (90 кгс/см2) и более не должно
превышать 20 мкт/кг Наличие деаэратора,
•который обеспечивает содержание кислорода
в •питательной воде менее 10 мкг/кг, не устра¬
няет этого требования, так как необходимо
предотвратить вынос в котел окислов метал¬
ла, образовавшихся до деаэратора. Содержа
РЕК- —
Рис. 7.5 Конденсатосборник деаэрационный струйного
ние кислорода в конденсате в значительной
мерс зависит от деаэрирующей способности,
конденсатора, определяющейся его конструк¬
тивными (особенностями (при соблюдении
норм ПТЭ по плотности вакуумной системы).
К конструктивным особенностям конден¬
сационного устройства турбины К-300-240 сле¬
дует отнести повышение эффективности рабо¬
ты деаэрационных конденсатосборников
(рис 7 5).
ХТГЗ совместно с ВТИ разработана конст¬
рукция деаэрационных конденсатосборников
струйного типа [59]. Деаэрационный конден¬
сатосборник струйного типа представляет со
бой сосуд цилиндрической формы с внутрен¬
ним оребрением и донышком. Коиденсато-
сборник приваривается к корпусу конденсато¬
ра таким образом, что кромки его стенок об¬
разуют над днищем конденсатора «порог»
для создания «зеркала» и аккумулирования
конденсата. Через вырезы в -верхних частях
стенок конденсатосбор-ника ■конденсат попа¬
дает на дырчатый лист деаэрационного
устройства, расположенный ® верхней части
конденсатосборника и занимающий примерно,
половину его живого сечения.
Под дырчатым листом размещена труба
отвода паровоздушной смеси и выпара кон¬
денсата 9-13 конденсатосборника в шаровое
пространство ■конденсатора оз -зону воздухоох¬
ладителя. В нижней части конденсатосборни¬
ка предусмотрен патрубок отвода конденсата
переменного -сечения по длине с (плавным вхо¬
дом в него конденсата. Конденсатосборник
имеет лаз дтя осмотра и чистки при остано-
ах турбины.
Конденсат, стекающий струями с дырчато¬
го листа, встречается с паром, поступающим
из центрального парового прохода конденса¬
тора Поступление пара в конденсатосборник
обеспечивается паровым сопротивлением ос¬
новных трубных пучков Деаэрация конден¬
сата осуществляется за счет разности парци¬
альных давлений воздуха, «поступаюшсго с
паром и растворенного ® конденсате, а также
б іагодаря некоторой разности температур от¬
работавшего пара и конденсата, большой по¬
верхности контакта и хорошему перемешива¬
нию пара и стрѵй конденсата
Конденсатор турбины, обладающий .чини¬
ма іьным паровым сопротивлением и рацио¬
на льной .компоновкой трубного пучка, практи¬
чески не имеет переохлаждения конденсата ®
(на расчетном режиме)
Переохлаждение конденсата ухудшает эко¬
номичность туірбоустановки. •поскольку ѵвели-
* Переохлаждением конденсата называется рачлоегь
температур насыщения шара на входе в конденсатор и ■
конденсата на выходе из конденсатора
82

чиваются .потери тепла с охлаждающей водой
и возникает необходимость в дополнительном
подогреве (питательной воды за счет пара из
регенеративных отборов. Помимо того, пере¬
охлаждение конденсата ухудшает деаэрацию
конденсата и конденсаторе, что .может явить¬
ся причиной «заражения» его коррозионво-ак-
тнвііыми .газ амн
7.6.	КОНСТРУКЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ
КОНДЕНСАТОРА И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Основным требованием, предъявляемым к
материалам конденсаторных трубок, является
их достаточная ■коррозионная стойкость.
Циркуляционная -вода, поступающая в
трубки конденсатора, в значительной степени
насыщена воздухом, что создает при наличии
окислителя условия для коррозии металла
трубок
Вследствие малой толщины стенок трубок
(1 мм) допускаются очень малые скорости
коррозии (при -равномерном разъедании по¬
верхности трубок скорость коррозии для кон¬
денсаторов, работающих на пресной воде,
принимается равной 0,03 мм в год).
В «конденсаторах применяются главным об¬
разом -цельнотянутые бесшовные трубки
Широкое распространение в -качестве ма¬
териала конденсаторных трубок получила в
свое время латунь марки Л68 Трубки из ла¬
туни Л68 часто подвергаются усиленной кор¬
розии при наличии высокого содержания со¬
лей в охлаждающей «воде, но прямой зависи¬
мости интенсивности коррозии о г общего
солесо держания не •наблюдается Это объясня¬
ется различной агрессивностью отдельных
солей, растворенных в циркуляционной воде,
но отношению «к металлу конденсаторных
трубок
Физические и механические свойства латуни
марки Л68 (Си-—'38%, Zn—32%, Sn <_0,.1%,
Fe<0,!%)
Температура плавления СС .
Удельная масса у, t/см3
Коэффициент линейного расши¬
рения Р .
Теплопроводность А (при t до
100°С), Вт/(м-К)
Коэффициент Пуассона
Модуль упругости Е, МПа
(кгс/см2)
Предел прочности, МПа (кге/мм2)
Предел текучести, МПа (кге/мм2)
Предел упругости, МПа (кге/мм2)
0,108 10я (1 1 10е)
323.7 (33)
98.1 (10)
68,7 (7)
Нормальным сроком службы латунных
конденсаторных трубок на пресной воде счи¬
тается 20 лет.
Устойчивость латуни против коррозии определяется
главным образом защитными саойствамп пленки, обра¬
зующейся па ее поверхности и состоящей из различного
рода окислов и солей. Такая защитная пленка появляет¬
ся в начальный период службы конденсаторных трубок
Защитная пленка может, однако, претерпевать измене¬
ния своего строения в условиях эксплуатации пли по¬
вреждаться под действием потока волы («рм больших
ее местных скоростях), а также при механической
очистке трубок п при кислотных промывках конден-
са гора.
Коррозия со стороны тіара наблюдается
редко и зависит от наличия в паре и конден¬
сате аммиака и кислорода. (Аммиак появля¬
ется в парс при аммиачной обработке пита¬
тельной воды.)
Возможность коррозии латунных* трубок,
расположенных в пределах основных трубных
пучков конденсатора, под действием аммиака
маловероятна
Присутствие аммиака в конденсаторе пред¬
ставляет значительно большую опасность
для трубок зоны воздухоохладителя, даже
при малых его концентрациях в паре.
Более стойкой против аммиачной коррозии
является латунь марки <П.Мш68-0,0б, иніяби-
рованпая мышьяком (содержание мышьяка
0.04—0,08 %)
После модернизации в конденсаторе при¬
менены охлаждающие трубки из медно-пикеле-
вого сплава марки М.Н/К5-1 (МНЖМц5-1-1),
ингибированного марганцем и железом, стой¬
кого против коррозии и эрозии с наровой
и водяной стороны.
Конденсаторные трубки из сплава марки
МНЖ5-1 могут применяться ври использова¬
нии охлаждающей воды с солесодержанием
от 1500 до 3000 мг/кг, с небольшим загрязне¬
нием стоками, небольшим содержанием взве¬
си или с солесодержанием от 3000 то
5000 мг/кг при отсутствии загрязнений стока¬
ми и взвеси. Допустимая скорость воды
(без взвеси) 2,5—2,7 м/с или 2,0—2,2 м/с
при наличии взвеси
Химический состав медно-никелевого спла¬
ва марки М.НЖ5-1 никель—кобальт 5,0—
6,5 %; железо 1,0—1,4; марганец 0,3—0,8 %;
медь — остальное; примеси (пе более.)- сви¬
нец 0,005 %, углерод 0,03 %; цинк 0,5 %
•Механические свойства металла труб
(отожжеппых) должпы соответствовать сле¬
дующим требованиям, предел прочности на
растяжение не менее 294,3 МПа (3000 кгс/см2),
относительное удлинение не менее 10 %
Корпус конденсатора, концевые и проме¬
жуточные трубные доски, водяные камеры,
крышки водяных камер, опорная рама, фун¬
даментные плиты, приемно сбросные устрой¬
ства, переходный патрубок изготавливаются
из углеродистой стали ВСтЗсп, которая
обладает высокой пластичностью н вязкостью,
хорошо сваривается, имеет удовлетворитель¬
ную обрабатываемость резанием и практиче¬
ски пе закаливается.
83

Пружины сжатия опор конденсатора изго¬
тавливаются из кремнистой рессорно-пружин¬
ной стали марки 60С2А.
7.7.	ЭЖЕКТОР ОСНОВНОЙ
Эжектор основной типа ЭПО-3-75
(ЭП-3-25/75) (рис. 7.6) имеет три ступени
сжатия с промежуточным и конечным охлаж¬
дением отсасываемой паровоздушной смеси,
состоит из следующих основных узлов: свар¬
ного корпуса; трубной системы; верхней
крышки и водяной камеры; сопл и диффузо¬
ров
Корпус эжектора состоит из трех, объеди¬
ненных общими (нижним и верхним) фланца¬
ми, сваренных между собой цилиндрической
формы обечаек, которые служат местом раз
мещения трех ступеней трубной системы.
Трубная система состоит из трех групп
охлаждающих трубок 019X1 П-образной
формы, развальцованных в трубной доске.
Для обеспечения интенсивной конденсации
пара и охлаждения паровоздушной смеси
каждая ступень трубной системы разделена
горизонтальными перегородками, образующи¬
ми хода для паровоздушной смеси. В нижпем
фланце корпуса по ступеням имеются отвер¬
стия для перетока конденсата через сифоны
Рис. 7 6 Эжектор основной типа ЭПО-3-75 (ЭП-3-25/75)
1 _ корпус 2 — крышка с согілаыи и диффузорами. 3 — трубчая
система 4 — камера водяная. 5 —воздухомер дроссельный А —
вход паровоздуиной смеси Б —выход воздуха. В —,подвод ра
бочего паре; Г — вход охлажцающего конденсата; Д — выход
охлаждающего конденсата, Е—присоединение гОДрозатвороі»
из третьей ступени во вторую и из второй
в первую. Трубная система при помощи во¬
ротниковых шпилек крепится к нижнему
фланцу корпуса и устанавливается на водя¬
ной камере.
Водяпая камера сварной конструкции
состоит из днища с входным н выходным
фланцами, перегородок, приваренных к днищу
и соответствующих ходам охлаждающей воды,
и общего фланца, к которому крепится кор¬
пус с трубной системой.
Верхняя крышка эжектора состоит из
трех камер, собранных па общем фланце.
К всасывающей камере первой ступени при¬
варен входной приемный патрубок паровоз¬
душной смеси; в верхней части каждой каме¬
ры имеются соответствующие гнезда под
паровые сопла, а во фланце — вырезы для
прохода паровоздушной смеси во вторую
и третью камеры. Помимо того, во фланце
крышки имеются три посадочных отверстия
для установки в них диффузоров.
Сопла и диффузоры расположены по цен¬
тральной продольной оси корпуса каждой
ступени. Сопла выполнены из нержавеющей
стали, а диффузоры латунные, состоят из двух
частей, которые помещены в специальные
трубы, препятствующие проходу паровоздуш¬
ной смеси между наружной стенкой диффузо¬
ра и крайним рядом охлаждающих трубок
Паровоздушная смесь, поступающая во
всасывающую камеру эжектора, увлекается
струей пара, выходящей из сопл через смеси¬
тельную камеру в диффузор первой ступени
При движении смеси по диффузору происхо¬
дит сжатие смеси до давления, устанавливаю¬
щегося в охладителе первой ступени.
Выходящая из диффузора смесь поступает
по трубе в нижнюю часть корпуса и проходит
в охлаждающие пучки труб, направляясь по
перегородкам вверх и омывая внешнюю по¬
верхность охлаждающих труб. При этом про¬
исходит конденсация пара, находящегося
в смеси, а оставшаяся часть ее проходит во
всасывающую камеру к входной части диффу¬
зора 2-й ступени.
Движение смеси во 2-й ступени сжатия
происходит аналогично предыдущему до дав¬
ления, устанавливающеюся в охладителе
этой ступени. Затем смесь поступает во вса¬
сывающую камеру третьей ступени и после
сжатия в диффузоре через конечный охлади¬
тель удачяется в атмосферу.
Образовавшийся конденсат из третьей ступе¬
ни отводится конденсатным трубопроводом —
сифоном в охладитель 2-й ступени, где часть
его испаряется, а другая (большая) часть
смешивается с конденсатом 2-й ступени, после
чего поступает в охладитель 1-й ступени и от¬
туда отводится в нижнюю часть конденсате-
сборника конденсатора под уровень кон¬
денсата.
Запасный слив конденсата из охладителя
3-й ступени осуществляется в открытую во-
ронку через гидравлический затвор.
При нормальной работе эжектора свобод¬
ный слив должен бездействовать При пусках
же, когда давление в охладителях повышено
из-за увеличенной производительности, слив
может работать Расход конденсата через
слив во время нормальной работы эжектора
указывает па неисправность трубной системы
или дренажа. Охлаждающий конденсат из
конденсатора поступает сначала в трубки
охладителя 1-й ступени, затем последователь¬
но в охладители 2-й и 3-й ступеней. Такое
движение конденсата обеспечивается соответ¬
ствующим расположением направляющих пе¬
регородок водяной камеры.
Проходя по трубкам охладителей, коидеп-
сат нагревается за счет тепла конденсируе¬
мого пара.
Пароструйный трехступенчатый эжектор
ЭПО-3-75 рассчитан для работы на паре с па-
раметрами р=0,49 МПа (5,0 кгс/см2),
/=158 °C при расходе 1000 кг/ч, который
распределяется по ступеням следующим обра¬
зом: 1-Я ступень 160 кг/ч; 2-я ступень 320кг/ч;
3-я ступень 520 кг/ч.
Эжектор при указанных данных и работе
на паровоздушной смеси с содержанием воз¬
духа 25 кг/ч создает в приемном патрубке
разрежение, соответствующее давлению
2,745 кПа. Расчетному перегрузочному режиму
работы эжектора соответствует давление
о/ кПа при расходе воздуха 75 кг/ч
Корпус эжектора, водяная камера и крыш¬
ка выполнены сварными из листовой стали
ВСтЗсп Охладители — из латунных (Л68) или
медно-никелевых (МІ1Ж5-1) трубок 0 19/17,
наибольшая длина трубок 2468 мм, наимень¬
шая— 2278 мм, общее количество трубок 250
Высота сифонов для перетечки конденсата
из ступени в ступень между 3-й и 2-й ступе¬
нями— 8 м; между 2-й и 1-й ступеня¬
ми — 2,5 м
Масса сухого эжектора составляет 2400 кг,
в рабочем состоянии — 2600 кг.
Пробпое гидравлическое давление: с водя¬
ной стороны 2,94 МПа :30 кгс/см2), с паро¬
вой — 0,637 МПа (6,5 кгс/см2).
С каждым эжектором поставляются;
два термометра прямых от 0 до 100 °C
в оправе, один пз термометров устанавлива¬
ется на всасывающей камере паровоздушной
смеси, а второй — на выхлопном патрубке
эжектора;
манометр 0—0,98 МПа (10 кгс/см2) для
измерения давления рабочего пара перед
соплами;
м ановакуумметр 0,098—0—0,098 МПа
(1 кгс/см2) для замера вакуума в 1-й ступени
(манометр и мановакуумметр смонтированы
на щите измерительных приборов эжектора);
дроссельный воздухомер (на каждый
эжектор или на группу эжекторов), по показа¬
ниям которого осуществляется контроль со¬
стояния воздушной плотности вакуумной
системы турбоустановки.
7.8,	ПУСКОВОЙ ЭЖЕКТОР КОНДЕНСАТОРА
И ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ
Эжектор, изображенный па рис. 7 7 А
предназначен для отсоса воздуха из циркуля-
щгоппой системы при заполнении сс водой
и из вакуумной системы при пуске турбины.
Эжектор состоит из сварной камеры сме¬
шения, к которой сверху крепится водяная
камера с четырьмя соплами. К нижней части
камеры смешения крепятся четыре чугунных
диффузора. Выходные части диффузоров
специальными фланцами и болтами крепятся
к сварному переходному патрубку.
В водяную камеру подводится рабочая
вода от центробежного водяного насоса,
создающего напор 0,54 МПа (5,5 кгс/см8).
Рабочая вода поступает к четырем соплам.
Труба, по которой воздух поступает в эжектор,
присоединена к камере смешения. Из-за раз¬
ности давлений перед соплами и за ними
ѵ во) б) в
Рис. 7 7 Эжектор пусковой конденсатора и циркуляци¬
онной системы
85

fr s) to
Рис 7 8 Эжекторы с конденсатором чабирш тового
происходит истечение водяной струи с боль¬
шой скоростью в камеру смешения. Струя
воды смешиваются с подсасываемой паровоз¬
душной смесью (или воздухом) и образуют
водовоздушну ю эмульсию
Смесь рабочей боды и эжектируемой паро¬
воздушной смеси (или воздуха) поступает
в диффузоры, в которых кинетическая энергия
струи рабочей воды преобразуется в давление
86
В диффузорах водоструйного эжектора
давление должно быть повышено от давления
в камере смешения до выходного давления,
несколько превышающего атмосферное.
Таким образом, в диффузорах кинетиче¬
ская энергия рабочей воды расходуется на
сжатие паровоздушной смеси (воздуха), дав¬
ление ее (его) повышается, а скорость падает
Пар, подсасываемый вместе с воздухом в ка¬
меру смешения эжектора, конденсируется
в стр ус рабочей воды.
Д га нормальной работы водоструйного
эжектора необходимо чтобы темпераіура ра¬
бочей воды не превышала 15 — 20 °C или, во
всяком случае, была на несколько градусов
ниже температуры насыщения, соответствую¬
щей давлению в месте отсоса из конденсатора.
При чрезмерно высокой температуре рабочей
воды глубокое разрежение в конденсаторе
турбинъ’ не может быть подучено
Согласно данным испытаний изображен¬
ный на рис. 7.7, а эжектор обеспечивает про¬
изводительность по сухому воздуху 60 кг/ч
при давлении всасывания 4,9 кПа. Прп этом
расход рабочей воды составляет 730 м3/ч при
температуре 20 °C
Эжектор расположен около конденсатора
со стороны задних (поворотных) водяпых
камер примерно напротив средней его часть
Условия слива воды из эжектора оказались
недостаточно благоприятны в связи с наличи¬
ем протяженных горизонтальных и подъемных
участков При эксплуатации наблюдалась
значительная вибрация эжектора Давление
в сливном трубопроводе за переходным пат¬
рубком эжектора было близко к атмосферно¬
му Значительным бы то s идрав іическос сопро¬
тивление эжектора па входе рабочей воды,
по-видимому, из-за ма іых проходных сечений
окон перед рабочими соплами В результате
коэффициент расхода сопла (по отношению
к напору воды перед эжектором) составлял
0,85 — 0,87 против обычного 0,95— 0,98.
ХТГЗ и ВТИ совместно проводили иссле¬
дование работы водоструйных эжекторов на
стенде ХТГЗ
На базе исследований разработана конст¬
рукция однокорпуспого водоструйного эжек¬
тора (ряс 7 7,6), предназначенного для
замены ныне выпускаемого ХТГЗ ь. описанно¬
го выше четырехкорпус чего водоструйного
эжектора Испытанный при отсасывании
сухого воздуха однокорпусный водоструйный
эжектор работает устойчиво и без заметной
вибрапиь При температуре воды 15 °C
и полностью открытой задвижке на напорной
линии насоса 121 ІДс (900 м3/ч) эжектор при
давлении 4,9 кПа удатяеі 97 кг/ч воздуха,
т. е на 25 % больше, чем чстырехкорпусный
эжектор.

7.9.	ЭЖЕКТОР С КОНДЕНСАТОРОМ
ЛАБИРИНТОВОГО ПАРА
"Эжектор предназначен для отсоса паровоз-
душпой смеси из уплотнений турби¬
ны К-300-240 и турбины насосного агрега¬
та ОСПТ-1150 Изображенный на рис 7 8,а
эжектор ЭУ-8 посредством фланцев входного
и выходного патрубков крепится к холодиль¬
никам 1-й и 2-й ступеней Каждый холодиль¬
ник состоит из стального корпуса—обечайки,
стальных трубных досок с развальцованными
в них латунными (Л68) или из медпо-никелс-
воіо сплава МНЖ5-1 трубками 0 16X1 мм
ц стальпых крышек Оба холодильника кре¬
пятся к водяной камере, расположенной
между пими т разделенной двумя перегород¬
ками на зри части Для улучшения условий
тсіітообмева в межтрубном пространстве
каждого хотоднчыіяка установлена перего¬
родка, благодаря которой паровоздушная
смесь делает два хода.
Собственно эжектор состоит из корпуса,
-сопла, камеры смешения и диффузора и осу¬
ществляет отсос паровоздушной смеси из
■уплотнений турбины через холодильник
1-	й ступени и подачу смеси в холодильник
2-	й ступени, из которого пескопдспсировав-
пп’йся пар и воздух выходят в атмосферу
■Отвод образовавшегося в 'холодильниках
конденсата осуществляется через штуцера
в нижней части каждого холодильника.
Техническая характеристика эжектора
Количество отсасываемой воздушной смеси, кг/ч 2805
В юм числе-
пара		1234
воздуха	.	.	.	.	1571
Давление на входе, кПа .... 9,12
Температура иа входе, °C .	.	. 174
Давление на выходе, МПа	. .	0,108
Температура на выходе °C	.	55
Рабочий пар
расход, кг/ч	.	.	...	670
давление, МПа	.	.	. 0,58
температура, °C	.	170
Охлаждающая вода (конденсат)
расход, т/ч	...	. 305
максимальное давление, МПа ... 2,65
температура, °C	48
В процессе эксплуатации турбин отмеча¬
ются случаи увеличения зазоров в концевых
лабиринтовых, уплотнениях из-за неравномер¬
ных прогревов и остываний цилиндра и рото¬
ра. Следствием этого являются присосы атмо¬
сферного воздуха в вакуумную систему при
перегрузке эжектора лабиринтовых уплотне¬
ний, а также выход пара за пределы уплотне¬
ний и об одні «не масла в картерах подшип¬
ников.
Исследования эжектора для конденсатора
лабиринтового пара тяпа ЭУ-8, проведенные
.ХТГЗ и Новочеркасской ГРЭС, показали, что
изменением отдельных элементов аппарата
добиться устойчивой работы системы отсоса
пара на всех эксплуатационных режимах не¬
возможно и необходимо принципиальное из¬
менение конструкции
На ХТГЗ серийно выпускается вместо
эжектора ЭУ-8 эжекторная установка ЭУ-8М
большой производительности. На рис. 7.8,6
представлен общий вид эжекторной установ¬
ки ЭУ-8М, состоящей из двух пароструйных
аппаратов* одинаковой производительности,
которые могут быть включены в параллель¬
ную работу. Аппараты размещены в одном
корпусе и имеют отдельные холодильники 1-й
ступени и общий холодильник 2-й ступени.
Кроме того, в установку входят камера сме¬
шения, корпус и водяная камера. Установка
позволяет проводить количественное регули¬
рование при изменении расходов эжектируе-
мого пара.
Сопла устанавливаются в камере смеше¬
ния, а диффузоры размешены вместе с труб¬
ными системами холодильников 1-й и 2-й сту¬
пеней в корпусе эжекторной установки.
Трубные системы холодильников образо¬
ваны U-образными трубками, концы которых
развальцованы в общей трубной доске. Труб¬
ная доска крепится между фланцами корпуса
и водяной камеры при помощи болтов и во¬
ротниковых шпилек.
Эжектируемая паровоздушная смесь под¬
водится в один из холодильников 1-й ступени
и конденсируется в нем. Нссконденсировав-
шийся пар и воздух поступают в камеру сме¬
шения па всас эжектора. (Холодильники 1-й
ступени и диффузоры разделены перегородка¬
ми.) Паровоздушная смесь .после диффузора,
сжатая до давления несколько выше атмо¬
сферного, поступает в холодильник 2-й ступе¬
ни, конденсируется в нем, после чего воздух
и остаток пара выбрасываются в атмосферу.
При увеличении расхода эжектируемой паро¬
воздушной смеси включается в параллельную
работу второй эжектор и. таким образом, осу¬
ществляется ступенчатое количественное ре¬
гулирование работы эжекторной установки.
Подвод и слив охлаждающей воды осущест¬
вляется в нижней части водяной камеры.
7.1С. ВОДЯНЫЕ ФИЛЬТРЫ
Водяные фильтры диаметром 100 мм
(рис. 7 9,0) служат для очистки воды, посіу-
паюшей в сервомоторы обратных клапанов, и
устанавливаются на трубопроводе подвода
воды к обратным клапанам -с гидровоздейст¬
вием (перед клапанами Z)y 5Q с электромаг¬
нитом — по хочу воды).
* Каждый эжектор — соя to л диффузор
87

Ъ425
Рис. 7.9. Фильтры водяные.
Водяной фильтр состоит нз сварного кор¬
пуса стакана и барабана, на который надета
латунная се~ка
Вода перез боковой патрубок поступает
в корпус фильтра отстаивается, проходит че¬
рез стакан, окончательно очищается и посту¬
пает в лилии гидровоздействия
Для очистки фильтр.? от загрязнения сле¬
дует отключить его от трубопровода, снять
крышку, вынуть стакан, барабан и тщатель¬
но промыть и очистись от грязи.
Водяной фильтр ФС-400-1 включается
в водоподводящую систему к воздухе- и мас¬
лоохладителям. Фильтрующая часть фильтра
(рис. 7.9,6) выполнена из дырчатых листов,
расположенных на цилиндрической поверхно¬
сти вращающегося барабана, имеющего во¬
семь изолированных отсеков. Барабан распо¬
ложен в сварном корпусе, снабженном крыш¬
кой, через которую вал барабана выведен
наружу Вращением барабана может быть
изменено его положение относительно подво¬
дящего воду патрубка.
Вода, подлежащая фильтрации, поступает
в нижний патрубок и проходит через сетки
пяти отсеков фильтра, откуда отводится в-
верхний патрубок Секции фильтра поочеред¬
но могуі быть .промыты пропуском отфиль¬
трованной воды через сетку в обратном филь¬
трации направлении. Для этой цели в нижней
части корпуса предусмотрен фланец отводяще¬
го трубопровода, расположенный в отсеке-
одной секции. Открытием задвижки на этом
трубопроводе создается поток отфильтрован¬
ной воды через сетку внутрь секции. Ручка,
поворачивающая барабан, снабжена штырем,
входящим в прорези крышки. Расположение
прорезей соответствует определенному поло¬
жению секций барабапа и поворот барабана
на один шаг ставит следующую секцию под
промывку.
7Л1. РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
Регенеративная система, предназначенная
для подогрева поступающей в котел питатель¬
ной воды паром из промежуточных нерегули¬
руемых отборов турбины, выполнена для тур¬
бины К-300-240 однопиточной в части низкого
давления и двухниточной в части высокого
давления, а для турбины К-300-240-2 — одно¬
ниточной ц части пнзкого и высокого дав¬
ления.
Конечная температура подогрева -при ре¬
жиме максимальной мощности 275е С.
Основными элементами регенеративной
установки низкого давления являются пять-
поверх костных подогревателей п один конден¬
сатор-испаритель, работающие под напором
конденсатного насоса.

В части высокого давления для регенера¬
тивного подогрева служат три поверхностных
подогревателя, включенных по воде за пита¬
тельным насосом после деаэратора.
7.12. ПОДОГРЕВАТЕЛИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Подогреватели вертикальные, четыреххо-
довые по воде имеют поверхность 400 м2, ис¬
численную по наружному диаметру трубок
На рис 7 10 представлена конструкция од¬
ного из подогревателей низкого давления
Основными узлами аппарата являются
корпус /, верхняя водяная камера 3 и труб¬
ная система 2.
Сварной стальной корпус снабжен патруб¬
ками и опорными лапами. Стальпая водяная
камера имеет патрубки отвода и подвода
основного конденсата. Трубная система со¬
стоит из трубок U-образной формы Конны
трубок развальцованы в трубной доске 4, ко¬
торая разделяет водяное н паровое простран¬
ство. Полость водяной камеры разделена на
три части двумя вертикальными перегородка¬
ми, обеспечивающими четыре хода воды.
До -последнего времени в качестве материала для
трубок ПНД использовалась латунь -маріаг Л68 Экс¬
плуатация блочных установок «а -сверхкритичсские на¬
чальные параметры пара показала, что во многих слу¬
чаях и в особенности при незначительных нарушениях
режима работы конденсаторов в отношении содержания
кислорода в конденсате латунные трубки ПНД являлись
основным источником выноса меди в тракт котлов в
проточную часть турбин. Это заставило -пересмотреть во¬
прос о возможности применения латуни Л68 для изго¬
товления трубок ПНД Для ПНД более правильным
является применение нержавеющей стали марки
12XI8HJ0T
Греющий пар из соответствующего отбора
поступает по патрубку, расположенному в
верхней части корпуса подоіревателя, и омы¬
вает трубки снаружи. Каркас трубной систе¬
мы имеет поперечные перегородки 5, которые
направляют потоки пара в корпусе и одновре¬
менно служат промежуточными опорами для
трубок.
Для предохранения трубок от действия
струи пара против пароподводящего патруб¬
ка устанавливается отбойный щиток & Попе¬
речные перегородки каркаса связаны между
собой болтами, которые крепятся к трубной
доске. Перегородки также предохраняют труб¬
ки от вибрации и отводит конденсат с трубок
па стенки корпуса
Пар поступает сначала в выделенный вну¬
три корпуса отсек .пароохладителя, после чего
разветвляется на два потока и омывает пучки
трубок собственно подогревателя.
Конденсат і реющею пара собирается в
нижней части корпуса, откуда через регули¬
рующие клапаны удаляется из подоіревателя
Рис, 710. Подогреватель низкого давления типа ПН.
Уровень конденсата в подогревателях ре¬
гулируется электронной системой и контроли¬
руется водомерным стеклом.
Параметры воды и пара контролируются-
соответствующими приборами, которые уста¬
навливаются на аппаратах при монтаже.
Подоі реватели поставляются к месту мон¬
тажа в собранном виде в комплекте с арма¬
турой и контрольно-измерительными прибо¬
рами.
Каждый типоразмер .подогревателей имеет
свой шифр. Буквы обозначают тип подогрева¬
теля; первые цифры — поверхность нагрева,
вторые—рабочее давление в трубной системе,
третьи — рабочее давление в корпусе, рим¬
ская цифра — модификацию
Конструкция подогревателя № 5 отличаете¬
сь от конструкции подогревателей 1, 2, За„.
8S-

Рис 7.11. Подогреватель высокого давления типа ПВ
3 и 4 (КИ) наличием пароохладителя.
Пройдя четыре хода собственно подогре¬
вателя, конденсат делится иа два потока,
причем меньшая часть отводится на охлади¬
тель пара, после которого смешивается с ос¬
новным потоком за подогревателем Подогре¬
ваемая вода (конденсат) .поступает через во¬
дяную камеру в трубки подогревателя
Необходимый расход воды через паро¬
охладитель обеспечивается подпорной шай¬
бой, устанавливаемой на выходном патрубке
основного потока конденсата.
7.13 ПОДО ТЕЛИ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Подогреватели высокого давления верти
кальные, двухходовые по воде с горизонталь¬
ными спиральными трубками, с «переверну¬
тым», т, е. с ппжннм, расположением фланце¬
вого разъема корпуса.
30
На рис. 7.11 представлен общий вид подо¬
греватели высокого давления типа ПВ.
Основными узлами .подогревателя являют¬
ся корпус / и змеевиковая трубная система
Корпус подогревателя состоит из съемной
части 1 (цилиндрическая обечайка, штампо¬
ванное днище и фланец) и нижней - несъем¬
ной части 2 (днвше, фланец к опора); ниж¬
няя часть связана сваркой с ірѵбной систе¬
мой.
Трубная система подогревателя представ¬
ляет собой сварную конструкцию, состоящую
из четыре-, коллекторных труб 3, централь¬
ной отводящей трубы Л4, горизонтальных пе¬
регородок 5 и спиральных змеев.піов б. Все
элементы трубной системы, рабоіаюі іие под
давлением, выполняются в стали 20к.
Спиральный змеевик представляеі собой
трубу, навитую па станке в два яруса Труба
для навивки, спирального змеевика состоит из
двух и грех участков, соединенных сваркой.
Змеевики разделяются на правые и левые и
устанавливаются в трубной системе так, что
создают непрерывно восходящий поток пи¬
тательной .воды. Концы змеевиков устанав¬
ливаются в разделку отверстий коллекторных
труб и привариваются электросваркой.
Левые и правые змеевики располагаются
таким образом, что в пределах данного хода
воды по одному ряду коллекторной трубы
присоединяются правые, а по другому ряду -
левые змеевики, при переходе на участок сле¬
дующего хода воды расположение пра
левых меняется
Подогреватель имеет охладитель греюще¬
го пара, обеспечивающий дополнительный по-
доірев питательной воды за счет тепла пере¬
грева пара, и охладитель дренажа, снижаю¬
щий температуру конденсата греющего пара.
Охладители являются частью общей поверх¬
ности нагрева трубной -системы. Подвод и от¬
вод питательной воды (соответственно патруб¬
ки А и Б) выполнен в нижней части трубной'
системы, подвод греющею пара произво¬
дится через штуцер Б верхнего дапща
корпуса
Фланцевое соединение корпуса с крышкой
расположено в нижней части корпуса и под¬
вержено действию только температуры насы¬
щенного пара или его конденсата Питатель¬
ная вода, подаваемая насосом из деаэратора,
последовательно проходит через подогреватели
блока, нагревается и поступает в питатель¬
ную линию котла. Греющий нар отдает тепло
перегрева на поверхности нагрева трубной
системы (в охладителе пара), затем копден
сируется (на участке собственно подогревате¬
ля), и конденсат стекает в охладитель дрена¬
жа, где охлаждается и отводится через па¬
трубок Г в подогреватель более низкой сту-

пени или в деаэратор. Число ходов воды —
три
На рис. 7.12 показана схема движения .пи-
іательной воды в чстырехколлекторной труб¬
ной системе подоі ревателя.
Вода в трубную систему поступает через
стакан коллектора, выходящего за преде іы
нижнего днища. Поток воды из стакана раз¬
ветвляется на две коллекторные трубы. Диаф¬
рагмы 3, вваренные в коллекторные трубы,
определяют ірашщу верного хода воды.
По спиральным змеевикам 2 вода прохо¬
дит во вторую пару коллекторных труб и под¬
нимается вверх до диафрагмы, а затем по
змеевикам .возвращается в первую пару кол¬
лекторных труб, совершив таким образом
второй ход.
На выходе из коллекторных труб вварены
дроссельные шайбы /, обеспечивающие про¬
ход необходимого количества воды на третий
ход (в змеевики охладителя пара).
Регулирование уровня конденсата произ¬
водится автоматическим устройством, поддер¬
живающим нормальный уровень в корпусе
потогрсватсля, путем слива избытка конден¬
сата в дренажную сеть.
Для защиты турбины от .попадания в нес
воды в случае разрыва труб или появления
свищей в местах сварки элементов трубной
системы п повышения из-за этого уровня во¬
ды в корпусе подогревателя па весь блок
подогревателей предусмотрено автоматиче¬
ское защитное устройство, отключающее в
этом случае блок подогревателей ,по воде и
обеспечивающее пропуск воды помимо подо¬
гревателей.
Дренаж из подогревателя 8 через регули¬
рующий клапан поступает в подогреватель 7,
из подогревателя 7 в подогреватель 6, а за¬
тем через регулирующий клапан попадает
в деаэратор 0,686 МПа (7 кгс/см2)
В верхней части корпусов всех подогрева¬
телей имеется патрубок, соединяющийся с ли¬
нией отсоса воздуха, причем воздух поступает
каскадом из подогревателя 8 в подогрева¬
тель 7, из подогревателя 7 в подогреватель 6,
а затем в подогреватель 5 низкого давления.
7.14.	СТРУЙНЫЙ ДЕАЭРАТОР ПОВЫШЕННОГО
ДАВЛЕНИЯ
Надежная защита от коррозии омываемых
водным теплоносителем поверхностей нагре¬
ва я трубопроводов достні ается удалением из
питательной и добавочной воды коррозионно¬
агрессивных газов. На практике это лучше
всего обеспечивается при термической деаэра¬
ции воды. Термическая деаэрация воды яв¬
ляется основным методом борьбы с кисло¬
родной п углекислотной ко? озией.
Рис 712 Схема дви¬
жения питательной
воды в четырехкол
лекторной тр»бнои
системе подогрева-
Отсутствие г іубокой деаэрации воды .при¬
водит к значительному увеличению концен¬
трации окнелов железа в питательной воде и
отложению их в вите вторичных отложений
на поверхностях нагрева теплосиловых уста¬
новок. Это существенно снижает надежность
и экономичность работы блока котел — тур¬
бина.
Вводимая в цикл турбоустановки добавоч¬
ная пода из-за длительного контакта с атмо¬
сферой насыщена газами, в том числе кисло¬
родом и двуокисью углерода; коррозионно¬
агрессивные газы попадают в питательную
воду также из-за присосов воздуха на ваку¬
умных участках пароводяного тракта и аэра¬
ции копденс и іреиажей в открытых
баках
Удаление коррозионно-агрессивных газов
в цикле турбоустановки осуществляется в
специальных аппаратах—термических деаэ¬
раторах, в которых одновременно происходит
подоі рев воды до температуры насыщения,
отвечающей давлению в аппарате.
Каждая турбоустановка К-300-240 снабже¬
на двумя смешивающими деаэраторами типа
ДСП-500 повышенного давления 0,686 МПа
(7 кгс/см2) Две ісаэраторные колонки и два
бака-аккумулятора с запасом конденсата на
5 мин устанавливаются в деаэраторной эта¬
жерке главного корпуса электростанции на
отметке 25,0 м.
Включение деаэратора в схему представ¬
лено на рис. 1.2. Деаэратор работает на дрос¬
селированном ларе из отбора турбины с дав¬
лением 1,56 МПа, температурой 445° С. Ол яв¬
ляется прсдвклточеиной ступенью ПВД № 6
На деаэраторе устанавливаются предохра¬
нительные клапаны, защищающие его от по-
91

Рис 7 13. Деаэрационная колонка повышенного давле¬
ния ДСП-500
Собственно деаэрационная колонка состо¬
ит из крышки со смесительным устройством,,
комбинированных тарелок и барботажного
отсека.
На рис. 7.13 показана деаэрационная ко¬
лонка повышенного давления ДСП-500 произ¬
водительностью 500 т/ч.
Конденсат турбины подводится к смеси¬
тельному устройству, состоящему из кольце
вых камер' 1 и 2. Для достижения большою
эффекта смесительного устройства конденсат
подводится двумя потоками через патрубки 8
и 4. Наружная кольцевая камера 1 закрытая,
поэтому в ней вода может проходить под дав¬
лением'. Внутренняя кольцевая камера 2 от¬
крытая.
Потоки конденсата турбины вводятся с
двух противоположных сторон в наружную
кольцевую камеру 1 через специальные па¬
трубки с прорезями 3 и 4 равными частями
Аналогично вводится в наружную кольцевую
камеру 1 и химически очищенная вода. Кон¬
денсат испарителей вводится с одной стороны
через одни патрубок.
После ввода потоков и первого их смеше¬
ния каждая половина потоков направляется
по наружной кольцевой камере 1 навстречу
друг другу Па пути потоков в наружной
кольцевой камере имеются перегородки, сужи¬
вающие сечения прохода в 2 раза. Из наруж¬
ной кольцевой камеры смешанные потоки вхо¬
дят во внутреннюю кольцевую камеру 2 через
два окна 5. Из внутренней кольцевой камеры
через ее стенку — водослив потоки свободно
сливаются на первую гарелку 7.
Для того чтобы поток воды не мешал
струйному распределению воды на первой та¬
релке, к'внутренней кольцевой камере при¬
соединено специальное конусообразное уст¬
ройство— зонт 6, которое отводит сливаю¬
щийся поток воды на периферийную часть,
первой тарелки 7, где ист отверстий.
Деазрацпонная колонка состоит из шести,
отсеков, образуемых семью тарелками 7—13
Греющий пар проходит по всему сечению от¬
секов. Тарелки (за исключением тарелок 7 и
в) для удобства монтажа и крепления к кор¬
пусу деаэрационной колонки соединены по¬
парно при помощи приварных ребер, шаг
между тарелками 410 мм.
Для выравнивания тепловой нагрузки по
отсекам деаэрационной колонки и 'перепуска
части воды с первой 7 на вторую 8 тарелку
предусмотрено шесть патрубков 14.
Конденсат греющего пара подогревателей
высокою давления, имеющий температуру вы¬
ше температуры насыщения греющего дара
деаэратора, поступает через коллектор 15 под
четвертой тарелкой.
Греющий лар от РОУ и турбины поступи-
вышения давления в корпусе на случай отка¬
за в работе дроссельного регулирующего кла¬
пана.
Конструкция деаэраторов повышенного
давления соответствует правилам Госгортех¬
надзора СССР и требованиям ГОСТ 16860-71.
Деаэраторы струйного типа представляют
собой аппараты, в" которых вода системой
дырчатых тарелок разделяется на струи, сте¬
кающие каскадами вниз. Навстречу струям
воды движется -пар. Характер обтекания па¬
ром струй приближается к поперечному. Рас¬
положение нескольких тарелок, по высоте де¬
аэратора увеличивает общее время пребыва¬
ния воды в нем.
Деаэратор состоит из двух основных уст¬
ройств: деаэрационной колонки и аккумуля¬
тора деаэрированной воды.
92

Таблица 7.1
Тех» ческая харак?армстика пггаТс
:чых наездов
Марка насоса
Дав теине
“~\МГЦ!’Я
Давление
всасыва¬
ние МПч
Частота
Марка арнвода
Scocf
Сослав ягрегагі!
электропривод,
Г гидромуфта
-готов в ыи!і
'"вода"1'
ПН-1133-340
1135
33 4
2 0
163
(86.0)
О«-1_пм КТЗ
12300
80,0
н-ьт
ПЭ-600-320
600
31 5
2,0
165
6100
(112)
АТД-80Ш
„Сіггэ еятротяж
8000
80 0
Н+Р-Ч’+Э
12-ПД-8
* 1 іодпор на bs
659
(сверх уч
/гос-а яаро
165
} - 13 м
3000
(60)
2-\3\!5’.)0 о 00
500
П-І-Э
ет в -ступень смешения и через парораспреде¬
лительное устройство вводится через коллек¬
тор 16 под последнюю (седьмую) тарелку
В пижией части колонки, в барботажном
отсеке 17 размещены три сопловых барботе¬
ра 18. Расположение отверстий в сопловых
головках барботеров, а также самих барбо¬
теров способствует закрутке потока воды
в барботере и увеличивает тем самым время
контакта сред.
Поцвод пара к каждому барботеру выпол¬
нен раздельным, что дает возможность регу¬
лировать работу барботажного отсека в ши¬
роком диапазоне. Выпар пз деаэрационной
колопки отводится через штуцер 19 и направ¬
ляется, как правило, на питаннс паром эжек¬
торов турбины. Вода из барботажного отсека
сливается через водослив и отверстия в дни¬
ще в бак-аккумулятор конденсата
Многолетний опыт эксплуатации, а также
исследования -серийных одноступенчатых де¬
аэраторов с высокими струйными колонками
показали, что они имеют ряд недостатков.
К основным недостаткам струйных деаэрато¬
ров повышенного давления относятся сле¬
дующие
общая большая высота деаэраторной уста¬
новки (достигающая 8 м);
повышенная металлоемкость п сложность
внутренних устройств деаэратора;
компоновка деаэрационной колонки в цен¬
тре бака-аккумулятора и подвод греющею
пара непосредственно в нижнюю часть колон¬
ки не обеспечивают вентиляции парового
объема бака,
обилие фланцевых соединений на подводя¬
щих штуцерах, а также неудачное расположе¬
ние фланцевого разъема увеличивают про¬
должительность и трудоемкость «ремонтов;
нагрев воды при номина ной нагрузке
колопки только на 10—15° С;
снижение эффект шности деаэратора как
при небольших перегрузках (10—15% сверх
поминальной производительности), так и при
нагрузках менее 40%,
низкая интенсивность десорбции газов при
струйном дроблении воды,
влияние добавки химически очищенной во¬
ды на эффективность работы деаэраторов
(при значительных добавках ее в деаэриро¬
ванной воде появляются «проскоки» кислоро¬
да и углекислоты, а в колонке возникают
гидравлические удары).
7.15.	ПИТАТЕЛЬНЫЕ НАСОСЫ
Для подачи питательной воды из деаэра¬
тора через подогреватели высокого давления
в котел используется группа питательных на¬
сосных агрегатов, состоящая из главного пи¬
тательного пасоса ПН-1135-340 с турбоприво-
дом ОР-І2ПМ па полную .производительность
котла (100%), пускорезервного питательного
пасоса ПЭ-600-320 с электроприводом
АТД-8000 на 50% производительности котла
и трех бустерных насосов 12ПД-8 (два рабо¬
чих, один резервный). Основные характеристи¬
ки насосных агрегатов приведены в табл. 7.1.
Приводная турбина питательного насоса
потребляет пар Ш отбора (р=1,56 МПа,
/=440°С). Это одноцилиндровый агрегат ак¬
тивного типа с семью ступенями, дроссельным
парораспределением, с противодавлением
0,22 МПа
Турбина рассчитана для работы при пере¬
менных начальных п конечных параметрах
пара, переменной частоте вращения ротора
(55—86 с~!) в диапазоне нагрузки энергобло¬
ка от 30 до 100%.
Насосный агрегат (ТПН) включается в ра¬
боту при нагрузке энергоблока 50—60% по¬
минальной. Время пуска турбины после про-
93

Характеристика приводной турбины питательного насоса
Частота ара
1 Іарнмстры перед г
клапаном
-опорным
Внутренний
Масса
іізгрѵзхг
Мощность
иіетім.об/мни
лепке, МПа
тГч
,-цц И. П П .
энергоблоха
р, МПа
t, ’С
%
1 04
11600
5100(85)
1,55
440
0,29
115
80,5
1 00
11000
5100(83)
1,50
440
0,27
109
80 0
18 0
0,80
7000
4530(75,5)
1.20
440
0,21
80
/0.0
0,70
6350
4350(72,5)
1 05
440
0,18
68
/3.8
0,45
4500
4100(08.5)
0,70
450
0,11
чо
75,7
стоя 24 ч равно 50 мин. Характеристика при¬
водной турбины приведена в табл 7.2.
Рабочей жидкостью системы регулирова¬
ния и системы смазки приводной турбины яв¬
ляется масло Л-22 (либо мало ТК.П-22), по¬
ступающее из на-порного коллектора центра¬
лизованной маслосистсмы і л явной турбины
К-300-240-2. Па паровпуске турбины установ¬
лен стопорный и два дроссельных клапана.
При мощности менее 5200 кВт открываются
байпасные клапаны, перепускающие пар за
4-ю ступепь.
Стопорный клапан крепится к 'фундаменту,
на котором установлен ТПН. Ротор турбопри¬
вода соединен с ротором насоса зубчатой
муфтой
Питательный насос — шестиступенчатый с
двойным корпусом, внешний корпус не имеет
горизонтального разъема и закрывается
крышками е фланцами иа сторопе нагнетания
в всасывания, внутренний корпус ковапо-
сверлсный с горизонтальным разъемом.
Напорный и всасывающий патрубки на¬
соса прнварпые, направлены внпз. Такое ре¬
шение обеспечивает удобную компоновку и
размещение всех питательных трубопроводов
под фундаментом насосного агрегата. Ранее
применяемые конструкции корпусов имели
патрубки, размещенные сверху, что затрудня¬
ло обслуживание и ремонт насосных агрега¬
тов в машинном зале.
Насос имеет отбор воды 100 т/ч при давле¬
нии 7,0 МПа для впрыска в пароохладитель
пром перегревателя котла Масса насоса 17 т
Насос снабжен системой рециркуляции про¬
изводительностью 300 м3/ч (не менее
200 №/ч), работающей при закрытом об¬
ратном клапане на нагнетательном патрубке
Напорная характеристика насоса имеет
крутизну до 20% в интервале подач
30—100%. Кольцевые уплотнения насоса
щелевого типа, схема уплотнений показаны
на рис. 7.14.
Турбопитательный насосный агрегат уста¬
новлен па фундаменте из сборного железобе¬
тона с отметкой обслуживания 6,6 м
(рис. 7.15).
94
Аналогичную конструкцию имеет двухкор¬
пусный, семиступенчатый питательный луско
резервный насос ПЭ-600-300 (ПЭН). Приво¬
дом является асинхронный электродвигатель
АТД-8000 с комбинированным охлаждением
(воздух, конденсат) Расход конденсата
50 м37ч при давлении 0,5 МПа. Соединение
двигателя с насосом для бесступенчатого ре¬
гулирования частоты вращения выполнено
через гидромуфту МГ-7000 и редуктор с пе¬
редаточным отношением 2,2, соединенный с
пасосом торсионным валом Питательный на¬
сос устанавливается на отдельном фундамсн
тс. с отметкой обслуживания 6,6 м (рис 7.15).
Необходимый подпор на входе в ТПП и
ПЭН создается бустерным насосом 12ГІД-8.
установленным на отметке 0 6 м пола конден¬
сационного помещения машинного зала.
Установка бустерных пасосов позволяет
понизить отметку деаэратора п поднять отмет¬
ку оси питательных насосов (~,7,5 м), обес¬
печив свободный слив масла в бак централи¬
зованной системы смазки турбоагрегата
Однако на более мощных турбинах (500—
800 Мвт) в настоящее время .применяется схе¬
ма установки бустерных пасосов на валу
тур бопита тельного агрегата, что упрощает
эксплуатацию и ремонт насосною оборудо¬
вания
Опыт эксплуатации питательных насосов
показал, что педостаточно надежным узлом
является редуктор. Поэтому на ряде турбин
К-300-240-2 г рименена схема резервной пода¬
чи пара на турбопривод, обеспечивающая
увеличение диапазон., его работы.
7.16.	КОНДЕНСАТНЫЕ НАСОСЫ
Для перекачки конденсата в системе реге¬
нерации низкого давления турбоустановкп
применяются конденсатные насосы для темпе¬
ратуры перекачиваемой среды от 30° С до
1256С.
Все применяемые в установке насосы
вертикального исполнения типа КсВ, что по¬
зволяет компактно разместить их в машин-

'15
Рис 7 14. Схема питательных насосных агрегатов.
ном зале ГРЭС По условиям включения на¬
сосов в -схему турбоустановки рабочие колеса
первых ступеней работают в условиях началь¬
ной кавитации, в связи с чем обеспечивается
требуемый подпор па всасывающем патрубке
в каждую группу конденсатных насосов На¬
порная характеристика насосов стабильна в
диапазоне подач 30—110% нагрузки турбо¬
агрегата и имеет крутизну примерно до 20—
25%. Перед входом в первую ступ насосу,
установлено винтовое колесо.
По конструкции конденсатные насосы цен¬
тробежные, двухкорпусныс, секционного типа,
со сварным наружным корпусом, с боковым
расположением всасывающего и напорного
патрубков, перпендикулярных оси насоса.
В зависимости от компоновочных решений
патрубки могут быть направлены в одну либо
противоположные стороны. Лалами наружно¬
го корпуса насосы опираются ла метал,
струкции площадок (рис 7 16).
В корпусах насосов имеются патрубки для
отсоса воздуха, опорожнения, подвода и от¬
вода охлаждающей воды. Жидкая смазка
верхнего опорно-упорного подшипника авто¬
номная, осуществляется маслом из специаль¬
ной ванны, смазка нижнего подшипника вы¬
полняется конденсатом. Насосы снабженье
датчиками контроля -и защиты.
В установке •применены следующие насос¬
ные агрегаты
для откачки конденсата из конденсатора
турбины- насосы первою подъема КсВ-500-85-
с электродвигателем АО-104-6 (два рабочих,
один резервный);
для подачп конденсата к регенеративным
подогревателям -насосы второго подъема
КсБ-500-220 с электродвигателем В А-12-41-4
(два рабочих, один резервный),
дая откачки конденсата греющего пара
ПНД — сливные насосы типа КсВ-200-220 с
электродвигателем типа АВ-113-4 (один рабо¬
чий, один резервный).
В результате накопленного опыта эксплуа¬
тации насосных агрегатов уточнены их напор-
пые характеристики, в связи с чем на ряде-
электростанций по рекомендации завода-из¬
готовителя насосов выполняется подрезка ко¬
лес для приведения в соответствие напора и?
сопротивления сети.
95-

Тгяопорныи клалщ/
Рис, 7 15 Компоновка питательных насосных агрегатов
7.17.	ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ НАСОСЫ
Циркуляционные насосы (ІДН) подают
охлаждающую воду .в конденсатор турбипы
для конденсации отработавшею пара, а так¬
же на маслоохладители турбипы для охлаж¬
дения масла системы смазки и на систему
охлаждения генератора с возбудителем.
В турбоустановках К-300-240 используется
■блочная система водоснабжения, т. е. на каж¬
дую половину конденсатора устанавливается
■циркуляционный пасос—тва насоса на тур¬
боустановку. При отключении половины кон¬
денсатора останавливается соответствующий
ЦП.
Производительность насоса выбирается по
максимальному расходу охлаждающей воды
цр.и эксплуатации энергоблока в летнее вре¬
мя, а напор — с учетом геодезических отметок
установки конденсатора турбипы относитель¬
но уровня водохранилища и гидравлических
-сопротивлений оборудования и циркуляцион¬
ных водоводов (.по две нитки диаметром
1600 мм на одну турбоустановку).
36
Насосы устанавливаются на отдельных
фундаментах па блочной береговой насосной
станции, сооружаемой, как правило, на два
или четыре энергоблока.
С учетом значительных колебаний расхо¬
да охлаждающей воды на конденсатор тур¬
бины в летний и зимний период эксплуатации
к установке приняты осевые, поворотно-лопа¬
стные вертикальные, одноступенчатые насосы
ОПВ2-110МБ (рис. 7 17) (индекс МБ озна¬
чает моноблочное исполнение, т. е. размеще¬
ние злектротвиі атсля непосредственно на фо¬
наре отвода воды из насоса).
На ряде электростанций применяются ана¬
логичные но характеристикам и конструкции
насосы ОПВ5-110КЭ либо насосы ОП-ИОКЭ
с отдельно закрепляемым двигателем, со¬
единенным с насосом через промежуточный
вал.
Система регулирования разворота лопа¬
стей рабочего колеса электромеханическая
Регулирование угла разворота может осуще¬
ствляться как при работающем, так и на оста¬
новленном насосном агрегате.

Рис. 7.16. Компоновка конденсатных насосов
Рис. 717. Компоновка циркуляционного насоса
,тнпа 0ПВ2-ІЮМБ 2 — электродвигатель типа
АВСМ-1Д-73-І2уч; 3 — электропривод разворота лопастей типа
2Ь-37306СБ, 4 — всасывающий патрубок 5 — фонарь отвода
Основные параметры насоса, подача 5 м3/с,
напор 15 м, допускаемый кавитационный за¬
пас 12 м, мощность 1000 кВт, частота враще¬
ния 8,1—8,3 с-1, к. п. д. 84—87%, масса агре¬
гата 17700 кг.
Глава восьмая
ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТУРБИНЫ
8.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Система парораспределения включает в се¬
бя устройства, обеспечивающие поступление
в турбину требуемого количества пара и на¬
ходящиеся под воздействием органов автома¬
тического регулирования и защиты К ним
относятся регулирующие и стопорные клапа¬
ны части высокого давления и промперегрева,
а также все промежуточные звенья между
ними и приводными механизмами.
Стопорные клапаны полностью прекра¬
щают поступление пара в турбину как при
срабатывании автоматических органов защи¬
ты, так и при воздействии обслуживающего
персонала на специальные устройства.
При помощи регулирующих клапанов осу¬
ществляется изменение расхода пара в тур¬
бину.
Регулирующие клапаны выполняют также
функции запорных органов, когда необходи¬
мо обеспечить полное прекращение доступа
пара в турбину
7—1162
Элементы парораспределения должны об¬
ладать сопротивляемостью воздействию высо¬
кой температуры пара, а также выдерживать
значительные знакопеременные нагрузки и ди¬
намические усилия потока пара.
Деталям парораспределительных органов
необходимо иметь высокую чувствительность,
которая обеспечивается' выбором материа¬
лов, высоким классом механической обра¬
ботки и качественным поверхностным упроч¬
нением
Рассмотрим некоторые аспекты, влияющие
на работу системы парораспределения.
1.	Металл деталей парораспределительных
органов, длительно находящихся под воздей¬
ствием высоких температур и больших уси¬
лий, претерпевает определенные качественные
изменения: снижается его механическая проч¬
ность, изменениям -подвергаются также пла¬
стичность, вязкость и микроструктура. Исходя
из этого, приходится снижать напряжения в
деталях парораспределения.
2.	Паровые усилия, действующие на »ла¬
пан, по мере подъема его меняют направление
и величину
Точное нахождение паровых усилии в про¬
межуточных .положениях клапана расчетным
путем затруднено; они обычно определяются
приближенно либо путем опытной продувки
модели клапана.
Искусственными способами добиваются по¬
ложительного знака действующих усилий на
клапан на всем протяжении его хода.
3.	Возможность возникновения, при неко¬
торых условиях, сложных аэродинамических
явлений в клапане- образование вихрен, от¬
ставание парового потока от стенки диффузо¬
ра, образование мертвого пространства под
клапаном, возникновение толчковой т. д. Эти
явления могут привести к опасной .высокоча¬
стотной вибрации клапана и поломке штоков.
Входная'часть регулирующего клапана вы¬
полняется суживающейся, и в ней происходит
ускорение потока аіара. После прохождения
через минимальное сечение (между клапаном
и седлом) поток расширяется в диффузоре,
при этом -скорость пара снижается и происхо¬
дит частичное восстановление давления *.
Устойчивое состояние потока достигается
обычно выбором определенной формы клапа¬
на и седла.
4.	Необходимость обеспечения примерно
линейной зависимости расхода пара от пере¬
мещения измерителя регулятора скорости или
привода регулирующих клапанов. Эта зави¬
симость значительно влияет на форму стати¬
ческой характеристики системы регулирова¬
ния.
5 Клапан должен обладать максимально
возможной .плотностью. Достаточная плот¬
ность клапана достигается главным образом
высоким удельным давлением его на седло и
наличием’полного контакта клапана^ с седлом
по кольцевой поверхности небольшой ширины.
С течением времени клапаны могут стать
неплотными. Особенно это относится к клапа¬
нам, остающимся длительное время частично
открытыми. Протекание пара происходит в
них с большими скоростями, что приводит к
износу кроющих поверхностей
В Правилах технической эксплуатации электросгая
ций и сетей [46] указало, что при закрытом состоянии
стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и
промперегрева и номинальных параметрах свежего пара
н'пиоткводавления (вакуума) ротор турбины яе должен
вращаться. При полном закрытии только стопорных или
только регулирующих клапанов установившаяся частота
вращения ротора турбины при тех же условиях не
должна превышать определенной заводом-изготовителем
но нс выше 50% яоминальиого значения
6. Относительные потери давления в кла¬
пане при полном его открытии должны быть
1	При дозвуковой скорости течения пара.
S8
неоольшішн, тай как і»«и снижают экономич¬
ность турбины. Значительное влияние на по¬
тери давления оказывает качественное выпол¬
нение проточной части клапана Например,,
кдапап старой конструкции (турбин АК-І00.
АК-50, ВР-25) рассчитан на максимальную
скорость пара около 120 м/с. При этом имеют
место определенные потерн давления. Такие
же потери давления в современном клапане
имеют место яри скорости лара 180 -м/с [73].
Естественно такой клапан по сравнению с
предыдущим является более компактным, при
этом снижается мощность сервомотора.
8.3.	СХЕМА ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
При .переходе к сверхкритическим пара¬
метрам .пара сложно -разместить регулирую¬
щие клапаны на цилиндре высокого давления,,
так как повышение параметров пара вызы¬
вает увеличение толщины -стенки, что значи¬
тельно усложняет .выполнение приливов для
клапанов в связи с возникновением высоких
термических напряжений. Следует также
учесть, что для получения приемлемых паро¬
вых усилий на регулирующие клапаны, вы¬
полненные без .разгрузки, размеры последних
стремятся уменьшить, что вызывает увеличе¬
ние их количества Вследствие этого, регули¬
рующие клапаны части высокого давления
установлены вне ЦВД турбины. Три регули¬
рующих клапана сблокированы вместе с од¬
ним стопорным клапаном, образуя едпныіг
блок парораспределения. Два блока парорас-
Еодбод остроге,
пара
ПоВВвдеспрого
пара
в промперезрВ'
bamsnb
Па цротереере^алкля
схема потоков пара
Ряс. 8 1. Принципиальная

Рис. 8.2 Расположение блоков клапанов промперегре
I, 2 — блок клапанов Л'г 2.
•пределения расположены с двух сторон ЦВД
(рис. 8.1).
В блоке <bis 1 установлены регулирующие
клапаны № I, 3, 5 В блоке № 2— регулирую'
іпие клапапы № 2, 4, 6. Диаметр клапанов
№ 1, 2 — 75 мм, клапанов № 3, 4, 5, 6 —
112 мм. Диаметр каждого стопорного клала-
н,а — 250 мм.
Клапаны № 1, 2 открываются параллельно
и осуществляют разгрузку клапанов № 3, 4,
которые перемещаются .параллельно и вместе
с клапапами № 1, 2 обеспечивают .мощность
турбины, равную 75% номинальной. Кла
№ 5, 6 открываются последовательно
Подвод пара л блоку парораспределения
может быть осуществлен одним паропроводом
0 325 мѣ, либо двумя паропроводами 0 245 мм
в зависимости от схемы блока 1
Так как промежуточный перегреватель па
ра установлен в газоходе котла, то в относи¬
тельно длинных паропроводах промперегрева
аккумулировано большое количество пара.
Значительный объем пара находится также
в трубной системе промперегревателя Для
предотвращения опасного разгона ротора прп
сбросе нагрузки энергией этого пара и для
возможности быстродействующего управле¬
ния паровым моментом турбины на "горячих
нитках промперегрева, с .двух сторон ЦСД,
установлены два блока клапанов (стопорно-
регулирующих) иромперегрева (рис' 8.2).
Пуск турбины, поддержание холостого хо¬
да и нагружение ее до 30% номинальной мощ¬
ности осуществляется регулирующими клапа¬
нами высокою давления и иромперегрева.
Дальнейшее нагружение турбины протекает
за счет открытия только регулирующих кла¬
панов высокого давления при полностью от¬
крытых кла ат промперегрева.
1 Схему подводов пара к аіаровпѵскной части
ЦВД—см гл 3
8.3.	КОНСТРУКЦИЯ БЛОКА ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Блок парораспределения (рис, 8.3) по
сравнению с отдельно установленными клапа¬
нами имеет следующие преимущества:
отсутствие паропроводов между стопорным
и регулирующими клапанами;
уменьшение потерь давления;
уменьшение -металлоемкости органов паро¬
распределения.
возможность уменьшения количества сер¬
вомоторов;
одновременный прогрев всех клапанов при
работе только клапанов № 1 и 2.
Регулирующие клапаны выполнены заодно
со штоками, без разгрузки, что упрощает их
конструкцию и повышает надежность системы
парораспределения
Диаметр штока реіулирующего клапана
42 мм, штока стопорного клапапа — 60 мм.
Диаметры выбраны из условий прочности и
получения относительно небольших выталки¬
вающих усилий на клапан в зоне, близкой ч
полному открытию.
Корпус блока парораспределения пред¬
ставляет собой отливку из легированной ста¬
ли 1 с двумя -вароподводящими и тремя ларо-
отводящими патрубка ми.
При двуниточном подводе -лара к ЦВД к
одному пароподводящему патрубку привари¬
вается заглушка. При четырехииточном подво¬
де пара к двум пароподводящим патрубкам
привариваются .переходные патрубки, к"кото¬
рым присоединяются паропроводы острого
пара
Таким образом для обоих вариантов под¬
вода пара применяется один и тот же корпус
блока парораспределения.
Внутренняя горизонтальная перегородка в
корпусе блока вместе со стопорным клапаном
делит внутреннюю часть блока на две каме¬
ры: нижнюю пароприемную и верхнюю паро¬
распределительную. В пароприемной камере
установлено паровое -сито, предохраняющее
проточную часть турбины от попадания твер¬
дых частиц
Сито представляет собой стальной цилиндр с тол¬
щиной с-енки 20 мм, на котором выполнены в шахмат¬
ном порядке отверстия диаметром 5 мм Сйго имеет ве-
сверленые участки обращенные в Егоровы подводящих
патрубков
Как видно из рис 8.3 сито в верхней части фикси¬
руется по заточке, выполненной ио внутренней перего¬
родке с вертикальным з'азором 2—3 мм для компенса¬
ции его расширения во время прогрева блока парорас¬
пределения. В нижией части сито устанавливается на
крышке стопорного клапана с диаметральным зазором
0,8—I 0* мм.
$ О металлах для органов парораспределения — см.
5 Из условий сборку зазор был увеличен от 0.2 до

На первый период эксплуатации используется спе¬
циальное пусковое сито с отверстиями 2 мм, что -яс
сколько увели іивает потери иа клапане
Стопорный клапан можег занимать только
два положения- «открыт» и «закрыт». Управ-
Рис. 8.3. Блок парораспределения.
ление стопорным клапаном осуществляется
односторонним пружинным сервомотором (см.
гл. 10).
Паровое усилие на клазіан при закрытом
его положении, составляет около 1200 кН, по¬
этому стопорный клапан выполнен с разгруз¬
кой
Разгрузочный клапан составляет одно це¬
лое со штоком клапана. Ход его равен 5 мм
при диаметре 70 мм. Размеры разгрузочного
клапана и его ход, а также принцип разгруз¬
ки выполнены таким образом, что они обеспе¬
чивают блокировку стопорного клапана с ре¬
гулирующими клапанами турбины (паровая
блокировка).
Смысл паровой блокировки заключается в
том, что нсвозможпо открыть стопорный кла¬
пан при открытых (или неплотных) регули¬
рующих клапанах при поминальном лли близ¬
ком к нему давлении пара.
При перемещении разгрузочного клапана
на величину его хода пар проходит в прост¬
ранство между стопорным и регулирующими
клапанами. При закрытом положении послед¬
них в достаточной их плотности давление па¬
ра в этом пространстве повышается и при
противодавлении на клапан, равном 80—85%
поминального, сервомотор преодолевает паро¬
вое усилие п стопорный клапан открывается
В качестве направляющих -и уплотнитель¬
ных элементов для штоков стопорного и ре¬
гулирующих клапанов служат втулки с коль¬
цевыми выточками (лабиринтами) на внут¬
ренней -поверхности (рис. 8 3). Высота уплот¬
нительной -втулки. 60 мм. Втулки устанавли
ваются в расточку крышки с зазором 0,02—
0,04 мм. Зазор между штоком и втулками
стопорного клапана 0,35—0,41 мм, между
штоком и втулками регулирующих клапанов
0,30—0,35 мм иа диаметр.
Стопорные и регулирующие клапаны допу¬
скают в процессе эксплуатации частичное и
полное расхаживание
В стопорном клапане применена бесфлан¬
цевая конструкция соединения крышки 5 с
корпусом. Плотность соединения обеспечива¬
ется уплотнительным кольцом 3 из мягкой
аустенитной стали.
Наружный конус уплотнительного коль¬
ца составляет около 3° и нрижат к внутренней
расточке корпуса. Внутренний конто кольца
составляет примерно 30°, он поджимается уси¬
лием от давления пара и затяжкой і айки 1
(см. рис. 8.3). Упорная гайка 2 .выполнена с
мощной упорной трапецеидальной резьбой,
чем обеспечивается прочность соединения. Та¬
кая же конструкция и у регулирующего кла¬
пана. В процессе сборки клапана упорные по-
1 О расхаживающих устройствах — см гл. 10.
100

верхности резьбы пригоняются друг к другу
шабровкой.
Обязательным требованием является обес¬
печение равномерно распределенного плоско¬
стного контакта между упорными -поверхно¬
стями па площади не менее 75% номиналь¬
ной.
Обычно при вскрытии блока парораспреде¬
ления во время ремонта после 25—30 тыс. ч
работы размеры уплотнительных колец ока¬
зываются уменьшенными ('в основном по диа¬
метру). что может привести к изменению осе¬
вого положения крышек при затяжке их до
упора. Уменьшение размеров колец объясня¬
ется большой пластической деформацией ме¬
талла сверх предела текучести. Уменьшенные
кольца во время ремонтов могут быть уста¬
новлены на прежнее место и деформированы
в исходное состояние водой с давлением
24 МПа при опрессовке котла.
Опыт эксплуатации -паровых турбин на по¬
вышенные и сверхкритические параметры па¬
ра показал, что регулирующие клапаны могут
вращаться в паровом потоке. Длительные на¬
блюдения за этим явлением показали, что
вращение клапана происходит при несимме¬
тричном подводе пара и возникновении вих¬
ревого (врашательного) потока в зоне кла¬
пана
Для устранения -вращения парового пото¬
ка применяются -перегородки, -выполненные
заодно с. крышками клапанов. На регулирую¬
щих клапанах применяются также параллель¬
ные срезы, входящие в пазы крышек. Такое
закрепление клапана в неподвижной детали
является эффективным средством, предотвра¬
щающим вращение клапана в паровом по¬
токе
Седло 1 (рис. 8.4,а), которое применяется
для регулирующих клапанов № 3, 4, 5, 6,
установлено в расточке корпуса с натягом
0,10—0,13мм
Крепление седла выполнено следующим
образом: восемь шпоночных сегментов 2 вве¬
дены во внутренний :паз, выполненный в кор¬
пусе блока, и образуют кольцо, в которое
входит іайка, затянутая до упора. Сегменты
фиксируются двумя штифтами диаметром
10 мм, -входящими в отверстия по плотной по¬
садке. Этими же штифтами седло удержива¬
ется от поворота. Отверстие закрывается резь¬
бовой пробкой.
Существовавшая первоначально конструк¬
ция седла и его крепление в корпусе
(рис 8.4,6) существенно отличались от ука¬
занной -выше. Седло 1 входило в расточку
корпуса с натягом 0,08—0,12 мм и фиксиро¬
валось посредством зачеканенных уплотни¬
тельных колец 2 из мягкой аустенитной
стали.
Рис 8 4. Крепление седла регулирующего клапана
С течением времени натяги уменьшались
и происходила выпрессовка седел.
С учетом этого крепление седел усилено
радиальными штифтами диаметром 10 лм (по
два штифта на седло). Одпако через некото¬
рое время шчифты оказались срезанными и
■выпрессовка седел повторилась.
Аэродинамические исследования регули¬
рующих клапанов показали, что за диффу¬
зорной частью седла возникают значительные
выталкивающие усилия, а пульсация парового
потока является причиной ослабления креп¬
ления седла.
Для создания прижимающих паровых уси¬
лий и уменьшения пульсации потока измене¬
ны геометрические размеры седла и конфигу¬
рация диффузорной часуи, выполнеппой в
корпусе.
Применяющееся на регулирующих клапа¬
нах № 1, 2 седло устанавливается в корпус
с натягом 0,08—0,12 =мм и удерживается дву¬
мя штифтами. Седло стопорного клапана фик¬
сируется зачеканенными кольцами из мягкой
аустенитной стали (рис. 8.4,6, 2-й вариант).
Случаев выпрессовки седел стопорных кчапа-
нов не наблюдалось.
Объясняется это тем, что стопорные кла¬
паны в процессе эксплуатации находятся в
полностью открытом положении и .лоток пара
в седле является более устойчивым -по сравне¬
нию с течением пара в седлах ретуширующих
клапанов.
Передача усилий от сервомотора к регули¬
рующим клапанам осуществляется распреде¬
лительным (промежуточным) устройством,
обеспечивающим необходимый порядок от¬
крытия клапанов (см. рис. 8 3).
Шток сервомотора муфтой соединен с. рей¬
кой 26, которая .при своем перемещении на¬
правляется двумя осями 23, вращающимися
в роликовых подшипниках 22 На трех сторо¬
нах рейки установлены клинья 24, имеющие
профильные поверхности, обеспечивающие за-
101

данный закон открытия регулирующих кла-
аінов.
Открытие регулирующего клапана проис¬
ходит следующим образом: при перемещении
рейки вниз рычаг 25 поворачивается по часо¬
вой стрелке вокруг своей оси. При этом ро¬
лик 21 перекатывается по профильной .поверх¬
ности клина. С левым концом рычага посред¬
ством шарового сочленения соединена тяга 19,
которая шарниром 13 связана со штоком кла¬
пана 10. Перемещение левого конца рычага
вверх ывает открыти регулирующего кла¬
пана.
Закрытие регулирующего клапана осуще¬
ствляется пружиной сжатия 18. Пружина
обеспечивает также статическую устойчивость
клапана в зопе, где возникает отрицательное
усилие, направленное в сторону открытия
клапана.
В ряде конструкций парораспределительных органов
закрытие клапанов производится пра -ломопги приводно¬
го -механизма. Одпаио в в этом случае пружина выби¬
рается таким образом, что она обеспечивает закрытие
регулирующего клапана в случае выхода из .строя при¬
водного механизма или полного исчезновения явления
рабочей жидкости.
Пружина каждого клапана установлена в
специальной стакане 20, соединенном посред¬
ством фланцевого соединения с направляю¬
щей крышкой клапана.
Для предотвращения .перекашивающего
действия пружины на шток регулирующего
клапана усилие пружины передается через
тарелку 17 па опору шарнира 14, установлен¬
ную в стакане 16 и соединенную т со
штоком клапана»
Опыт эксплуатации турбин подтвердил
целесообразность конструктивного объедине¬
ния стопорного и регулирующего клапанов в
одном блоке. В результате отсутствия паро¬
проводов между стопорным и регулирующими
клапанами значительно снизились потери
давления. Потери составляют на стопорном
и регулирующих клапанах 0,686 МПа
(7 кгс/см1 2), т. е. меньше принятых потерь
давления при расчете парораспределения.
Уменьшились паровые объемы и вследствие
этого снизился заброс чадюіы вращения при
полном сбросе нагрузки. ,
Разборка и сборка клапанов и распреде¬
лительного механизма во время ремонта не
представляют собой особых затруднений.
Опыт эксплуатации подтвердил также
правильность выбора марки стали для корпу¬
са блока парораспределения.
S.4.	КОНСТРУКЦИЯ БЛОКА КЛАПАНОВ
ПРОМПЕРЕГРЕВА
Как было отмечено выше, для защиты тур¬
бины при сбросе нагрузки от разгона ларом,
аккумулированным в іпромііерсгревателе и
102
паропроводах между ним и турбиной, на ли¬
ниях подвода пара в ЦСД устанавливаются
регулирующие и стопорные клапаны.
При' проектировании нервом турбины с
промперегревом пара разработана комбини¬
рованная (совмещенная) конструкция стопор-
по-регулирующего клапана которая была
внедр" а всех турбинах с лромпвреіревом
пара.
Принципиальной особенностью блока кла¬
панов промперсгрсва является наличие одного
запорного органа, управляемого двумя серво¬
моторами, действующими независимо друг от
друга 2 (рис. 8 5).
Сервомоторы односторонние, пружинные.
Наружный сервомотор находится под воз¬
действием системы защиты и закрывает кла¬
пан при ее срабатывании. Внутренний серво¬
мотор управляется системой регулирова¬
ния.
Шток комбинированного клапана выпол¬
нен двойным. На нижний конец наружного
пустотелого штока 7 навинчена цилиндриче¬
ская гайка 5 (толкатель), предназначенная
для принудительного перемещения клапана
на закрытие. Верхний конец наружного што¬
ка соединен с поршнем наружного сервомото¬
ра. Внутренний шток 6 входит в расточку
наружного штока и при своем движении пе¬
ремещает клапан 3. Верхний конец внутрен¬
него штока соединен с поршнем внутреннего
сервомотора. Диаметр внутреннего штока —
60 мм, наружного— 100 мм.
Таким образом, внутренний шток, а так¬
же поршень внутреннего сервомотора нигде
не соприкасаются с неподвижными деталями,
чем обеспечивается надежность конструкции,
равноценная надежности двух последователь¬
но включенных -стопорного и регулирующего
клапанов.
В результате внедрения данной конструк¬
ции блока клапанов промперегрева потери на
дросселирование пара снизились на 50% по
сравнению с потерями при наличии двух кла¬
панов,
В закрытом положении па клапан дейст¬
вует усилие около 500 кН (~50 т), поэтому
клапан выполнен с разгрузкой. Разгрузочный
клапан, .изготовленный заодно с внутренним
штоком, .перемещаясь вверх, выпускает пар из
камеры разгрузочного цилиндра. При этом
давление пара н усилие на клапан резко сни¬
жаются.
Как известно, по мере -подъема клапана
паровое усилие, действующее на него, меняет
1	В дальнейшем будем называть его «блок клапанов
промперегрева».
2	Подробно о сервомоторах блока клапанов иром-
псрегрсяа—.-см. гл. 10, § 107.

х=;=?"=;::..'=Ех
«пр мгновенно повышается и клапан начина
пригаться вниз. Возникает вибрация клапана,
Ерія мотит привести к разрушению кла-
М,ДЛ» предотвращения этого явления пре-
стояняое направление усилия в ст р .■
^Увеличение поступления пара в разгрузоч-
ный цилиндр проис'ходит благодаря конусно-
-S на его внутренней поверхности. Паровое
нагружение оказалось достаточно 3ФФеь™’_
„ым и применяется на всех клапан раз
ГИВю4рп разгрузочного шілнндра выфрезе-
пованьі два паза, куда с двусторонним зазо¬
ром 0 75—0,90 мм входят выступы, выпол¬
ненные диаметрально на толкателе о, предот¬
вращающие вращение клапана в паровом по
І0КВ открытом положении клапана толка¬
тель прижат усилием сервомотора к крыш-
2" 12 ото предохраняет его от возможного
впащения. Ход штока основного клапана
?ЕбТ, из нн»: 10 мм составляет перемещение
разгрузочного клапана; ход толкателя-
9С Седло 2 устанавливается в расточку кор¬
пуса и фиксируется расчеканенными кольца¬
ми из мягкой аустенитной стали аналогично
креплению седла стопорного клапана блока
^^ЕлоЕГв^утреннего щтока в наруж¬
ном выполнено в щще кольцевых выточек на
поверхности штока, образующих серию лаби¬
ринтов. Зазор между внутренним ЯМЫ»'
расточкой наружного составляет 0,30—0,36 мм
КЕ Уплотнение наружного штока выполнено
аналогично уплотнению штоков стопорных и
регулирующих клапанов высокого давления.
Ьток перемещается во втулках, на внутрен¬
ней поверхности которых выполнены кольце
2Ге ёшочки (лабиринты). Высота втулки
120 мм. -Втулка устаіщвливается в расточку
крышіеи клапана на плотной посадке. Зазор
между наружным штоком и втулками состав¬
ляет 0,500—0,565 мм на диаметр
Из уплотнений обоих штоков осуществлен
двойной отсос пара с двух диаметрально про¬
тивоположных сторон. Для ожпаждения шго-
Рис. 8-5. Блок клапанов промперегрева
гс блока клапанов; 2 — седло	цилиндр:
чатель блока июни»». "
И-ксяус Обратной связи- 20 *
крышка, 28 — пружина 24 -вам
на- г; _ цилиндр поршня, 28 — ш
рубашка. 31 — пажамное кольцо;
.поводок: 22 —
к™ и их уплотнений через крышку клапана
с двГж сторон подводится пар из ^холодной,
нитки промперегрева давлением 4 МПаі и
температурой 370" С (при номинальной на-
ГЮТЕ корпуса блока клапанов установ¬
лено паровое свто, предохраняющее проточ¬
ные части ЦСД и ЦНД от попадания твер¬
дых частиц.	(оз

Сито представляет собой цилиндрический
каркас с толщиной стенки 16 мм, на котором
выполнены в шахматном -порядке отверстия
диаметром 45 м.м. К каркасу -приварена сетка
толщиной 6 мм с отверстиями диаметром
4 мм. Сито имеет несверленые участки, обра,-
щенные в стороны подводящих патрубков.
Для увеличения жесткости сита между
каркасом и сеткой вварены два кольца, одно
на расстоянии 100 мм от верхнего торца и
второе заподлицо с нижним торцом. После
приварки нижнее кольцо обрабатывается по
диаметру 550 мм для установки сита в кор¬
пусе. Нижняя часть сита фиксируется по за¬
точке диаметром 550 мм, выполненной в кор¬
пусе блока с диаметральным зазором 0,2—
0,3 мм.
В верхней части сито удерживается коль¬
цом диаметром 665 мм и от вращения — че¬
тырьмя выступами, каждый шириной 16 мм.
Для компенсации расширения сита во вре¬
мя прогрева блока клапанов предусмотрен
вертикальный зазор 4,5 мм между верхними
планками 11 и крышкой блока.
Корпус блока клапанов представляет со¬
бой отливку из легированной стали и выпол¬
нен из условий прочности -в виде сферы с вну¬
тренним радиусом 535 мм и толщиной стенки
80 мм.
Для варианта с двухниточным подводом
пара корпус имеет один паровпуск, условный
проход которого равен 550 мм. Для варианта
с четырехниточным подводом пара корпус
выполнен с двумя паровпусками, условный
проход каждого равен 380 мм.
На верхнюю часть корпуса по диаметру
1030 мм устанавливается литая крышка 12,
в расточке которой вмонтированы уплотни¬
тельные втулки 8 и подвижные детали блока
клапанов. К фланцу нижнего патрубка (ус¬
ловный проход 440 мм) присоединяется сталь¬
ное литое колено, предназначенное для под¬
вода лара в ЦСД.
Клапан диаметром 440 мм состоит из соб¬
ственно клапана 3, па который навинчен раз¬
грузочный цилиндр 4. Соединение этих двух
деталей тщательно обваривается. Клапан и
разгрузочный цилиндр выполнены из кованой
легированной стали.
На крышке клапана устанавливается блок
сервомоторов, который центрируется по верх¬
ней расточке крышки
Блок клапанов установлен двумя прили¬
тыми к корпусу лапами на качающейся опоре
грузового типа. Опора выполнена таким об¬
разом, что она разгружает фланец паров,пу¬
ска ЦСД от момента, создаваемого блоком
клапанов.
Как видно из рис. 8.6, опора состоит из
кронштейна 1, в приливах которого вмонти¬
рованы два роликовых подшипника 2. Б этих
подшипниках проворачивается валик 3, за¬
крепленный в рычаге 4. К концу рычага при¬
креплен груз (набор дисков), уравновешиваю¬
щий массу блока клапанов”, приложенную
к другому концу рычага.
При изменении температурных режимов,
турбипы возникают тепловые расширения ее,
вызывающие смещение блока клапанов в
вертикальной плоскости и в горизонтальном
направлении. Качающаяся опора полностью
компенсирует эти смещения. При помощи сфе¬
ры 5 левый конец рычага опирается в пли¬
ту 6, а последняя посредством трех шаров 7
служит опорой для плиты 8, .прикрепленной
к лапе блока клапанов.
Пространство между лапой и плитой за
полнено тепловой изоляцией для предохране¬
ния от чрезмерного нагрева элементов опоры.
Плита выполнена из инструментальной стали,
обладающей высокой твердостью и сохра¬
няющей ее при высоких температурах.
8.5.	ПРУЖИНЫ ОРГАНОВ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ
И РЕГУЛИРОВАНИЯ
Пружины, применяющиеся в системах па¬
рораспределения іі регулирования, изготов¬
ляются пз кремнистой стали 1 (для устройств,,
работающих в условиях температуры до
250° С) и реже из хромоваиадиевой стали (до
температуры 400° С). Эти стали относятся
к категории высокопрочных — с лучшей уста¬
лостной прочностью — материалов.
Подробные сведения об этой сіади — см § 8 6.
104

Допускаемые напряжения для пружин обычно уста¬
навливаются -на основании опыта вх исследований и экс¬
плуатации К сожалению, технической литературе мало
опубликовано данных но допускаемым напряжениям для
пружин с диаметром проволоки более 12 мм.
Выбор допускаемых напряжений произво¬
дится в зависимости от предела прочности
материала (ов)- С увеличением диаметра про¬
волоки снижается -предел прочности, что вы¬
зывает уменьшение допускаемых напряжений.
На основании опыта проектирования и ис¬
следования .пружин и учета степени их ответ¬
ственности можно рекомендовать следующие
зависимости для выбора допускаемых напря¬
жений (кремнистая сталь).
1.	Пружины ответственного назначения,
работающие при меняющейся в ограниченных
пределах нагрузке-
Чдоп= (0,3-5-0,4) од.
2.	Пружины ответственного назначения,
работающие при статической нагрузке:
Тдоп^— (0,4-е 0,5) (Хв.
3.	Пружины менее ответственные (л
заменяемые):
Т-соп= (0,6-г- 0,7) GS-
При выборе допускаемых напряжений
обходимо учитывать некоторые факторы,
влияющие ла работу пружины. К ним следует
отнести:
условия работы пружины (температура и
коррозионная активность среды);
термообработку стали (вид термообработ¬
ки), качество материала;
характер нагружения (статический или
динамический) и т. д.
Напряжения в винтовых цилиндрических
пружинах растяжения в сжатия определяют¬
ся [45] по оормуле
, 8РР
где Р — сила, сжимающая или растягиваю¬
щая пружину; D — средний диаметр пружи¬
ны, d — диаметр проволоки; k — коэффи¬
циент, учитывающий кривизну витка и дефор¬
мацию -среза и зависит о. индекса -пружины
c=Dld
Значения коэффициента k приводятся
в [45] в зависимости от .индекса пружины с:
(8.1)
. 1,58
1,14
Таким образом, уменьшение индекса пру¬
жины .влечет за собой при прочих равных ус¬
ловиях повышение напряжений.
Наиболее .приемлемые значения индекса
пружины с точки зрения как прочности, так
и конструкции следует считать 5, 6, 8 Индек¬
сы 3, 4, 10 (и превышающие 10) при проек¬
тировании пружин применять не рекоменду¬
ется.
Максимальные напряжения возникают на
внутренних волокнах сечения витка пружины,
так как тангенциальные напряжения от кру¬
чения и среза на внутренних волокнах скла¬
дываются .между собой Коэффициент k мож¬
но определить по формуле
На основании опыта проектирования и
исследования пружин на ХТГЗ .получены ори
ентировочные значения допускаемых напря¬
жений для применяемых в системах парорас¬
пределения и регулирования пружин ответст¬
венного назначения в зависимости от диамет¬
ра проволоки (кремнистая и хромованадие-
вая сталь). Эти данные приведены в табл. 8.1.
Таблица 8-1
Допускаемые напряжения для иружия
ответственного назначения
не-
‘Чгю-ю’юкп’ мм
’’дог
МПа
КГС/мМ»
10—16
78—65
18—24
617—539
63—55
20—32
509—44!
52—15
31- 10
4-71—372
43-38
42—46
352—294
36—30
Пружины регулирующих клапанов, а так¬
же ответственные -пружины регулирующих
устройств турбины подвергаются сжатию до
соприкосновения витков и выдерживанию ®
таком состоянии около 24 ч.
Сжатие повышает несущую -способность
•пружин в пределах упругих деформаций В ре¬
зультате сжатия -пружина лолучаст некоторую-
дополнительную усадку, которая учитывает¬
ся в технологическом процессе.
8.6.	МЕТАЛЛЫ ОРГАНОВ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ.
ПОВЕРХНОСТНОЕ УПРОЧНЕНИЕ ДЕТАЛЕЙ
Как уже упоминалось, металл, из которого
изготовляются находящиеся под влиянием
высокой температуры пара., детали парорас¬
пределения претерпевает структурные -изме¬
нения, не наблюдающиеся в обычных усло¬
виях работы при низких температурах
При непосредственном воздействии пара
высокой температуры па напряженные детали
системы парораспределепия снижается твер¬
дость и прочность металла. Особенно это про¬
является .при температуре пара, превышаю¬
щей 500° С.
юг?

Таблица 8.2
■Материалы основных деталей парораспределения (блока парораспределения и блока клапанов промперегрева)
Обозначение
Корпус блока
Патрубки
Сито паровое
Клапан, седло, шток, уплотнительная
втулка, штифт, крышка клапана,
упорные гайки, тяга, шарнир
Кольцо уплотнительное
Пружина
Корпус блока, крышка корпуса, па¬
трубок
Сито паровое
Клапан, седло, шток, шток толкате¬
ля, уплотнительная втулка, гайка
упорная, толкатель
Блок парораспределения
Сталь, содержащая хром, молибден,
ванадий
Сталь, содержащая хром, молибден,
ванадий
Сталь, содержащая хром, молибден,
ванадий, никель и вольфрам
Сталь, содержащая хром, молибден,
ванадий, титан и бор
Сталь аустенитная, содержащая
хром, никель и титан
Кремнистая сталь
Блок клапанов промперегрева
Сталь, содержащая хром, молибден,
ванадий
Сталь аустенитная, содержащая,
хром, никель и титап
Сталь, содержащая хром, молибден,
ванадий, никель и вольфрам
15Х1М1Ф-Л
(литье)
15Х1М1Ф
1БХ12БНМФ (ЭИ-802)
20Х1М1Ф1ТР (ЭП-182)
12Х18Н9Т (12Х18Н10Т)
60С2А
15Х1М1Ф-Л (литье)
12X18Н9Т (12Х18Н10Т)
15ХІ2ВНМФ (ЭИ-802)
В результате •многочисленных исследова¬
ний, а также на основе изучения опыта экс¬
плуатации элементов парораспределения на
электростанциях для основных деталей паро¬
распределения турбины выбраны приведенные
в табл. 8.2 легированные стали.
До 1969 г. корпуса блоков .парораспреде¬
ления отливались из стали (содержащей
хром, молибден, ванадий, ниобий и кремний)
марки 15Х2М2ФБС-Л (П-3).
В связи с переходом на температуру остро¬
го пара 540° С (вместо 565° С) стало возмож¬
ным -применять менее жаропрочную сталь
15Х1М1Ф-Л, которая более пластична и зна¬
чительно более технологична -по сравнению
со сталью 15Х2М2ФБС-Л
Переходу на новую марку стали для корпуса блока
парораспределения (рис. 8 7) предшествовало' исследо¬
вание металла опытной отливки корпуса пз стали
15ХІМІФ-Л массой около 12 т
Для проведения исследований корпус был разрезан
на части с учетом характерных зон: патрубков, лап и
нижней части отливки с минимальной толщиной стенки
В результате исследований установлено, что нанбо-
леее прочным является материал на центральной расточ¬
ке и па периферии стенки корпуса
о в =588-:-765 -МПа (60—78 кгс/мм2);
Пол—353-г520 МПа (36—53 кгс/мм2).
Минимальными значениями прочности обладает ма¬
териал в центральной часта продольного -разреза кор¬
пуса
ав—540=588 МПа (56—60 кгс/мм2);
00 2= 304^-343 МПа (31-35 .кгс/мм2).
3	06
Здесь и в дальнейшем Си — предел прочности при
растяжении; <уя,2—напряжение, вызывающее в образце
остаточное удлинение -на 0,2% начальной его длины.
Прочностные характеристики металла патрубков на¬
ходятся на достаточно высоком уровне.
Оц=588—686 МПа (60—70 кгс/мм2);
Со,2=441-і-510 МПа (45—52 кгс/мм2)
Б -области лап (максимальное сечение -корпуса) за¬
фиксированы следующие значения
Ов=540-г-735 МПа (55—75 .кгс/мм2),
с0д=275-549 МПа (28—56 кгс/мм2)
Исследования металла в -пределах темпе¬
ратур 20—600° С показали, что при темпера¬
туре, близкой к
600° С, прочность
снижается, а пла¬
стичность металла
повышается.
Предел длитель¬
ной прочности колеб¬
лется в зависимости
от зоны отливки и
продолжительно с т и
испытания за 100 000
ч в пределах 83—
Рис. 87. Корпус блока па¬
рораспределения (корпус по¬
казан в рабочем положении-,
формовка отливки произво¬
дится в перевернутом поло¬
жении).
118 МПа (8,5—
12 кгс/мм2) при тем¬
пературе 565° С.
Детали клапанов
блока парораспреде-

ления до 1969 г. изготавливались из разрабо¬
танной ЦНИИТМЛШ стали 15ХМФКР (П-1),
содержащей хром, молибден, ванадий, кобальт
и бор. Затем для изготовления указанных
детален использовалась сталь 20Х1М1Ф1ТР
(ЭП-182)» Сопоставление механических
свойств и жаропрочности этих сталей по дан¬
ным [31 и 67 J показывает, что сталь
20Х1М1Ф1ТР (ЭП-182) обладает более высо¬
кой жаропрочностью и лучшими показателя¬
ми .по механическим свойствам, чем сталь
15ХМФКР (П-1).
Механические свойства жаропрочной не¬
ржавеющей стали, из которой изготавливают¬
ся подвижные детали, а также седла и уплот¬
нительные втулки клапанов иромперегрева,
■приведены в табл 8.3.
Таблица 8.3
Механические свойства сТалр 15Х12ВГШФ (ЭИ-802)
при различных температурах (данные ЦКТИ)
Я™
св
V 1 Ф
МПа (кі
с/м.>Р)
%
20
735(75)
872(89)
13
58
500
519(53)
568(58)
14
78
550
470(48)
500(51)
19
71
565
431(44)
470(48)
1 /
68
580
412(42)
441 (45)
21
86
Пружины регулирующих клапанов изго¬
товляются из кремнистой стали 60С2А,
Примерный химический состав, %, стали 60С2А.
С
Мп
Si
Сг
р
S
N1
0,55—0,65
0,6—0,9
1,6—2 0
0,3
0,04
0,04
0,5
Механические свойства стали 60С2А
(посмс термообработки)
Предел прочности ов . . . 1470—1568 МПа
(15 000—16 000 кгс/см5)
Предел пропорционально¬
сти cs	 1274—1372	МПа
(13 000—14 000 кгс/см2)
Удлинение при разрыве б . 5—7%
Относительное сужение ф ,	. 30%
Модуль упругости Е . , , 80360 МПа
(820000 кгс/см2)
Поверхностное упрочнение применяется д.?
■я повыше¬
ния износостойкости, усталостной прочности я жоррози-
эниой стойкости стати
Для поверхностною упрочнения деталей парорас¬
пределения и регузнрования .применяется азотирование1
В зависимости от марки стали и параметров про¬
цесса азотирования твердость упрочненной поверхности
может доходить до /7Ѵ== 1000
Процесс азотирования осуществляется в специаль¬
ных печах в потоке аммиака, который под действием
высокой температуры распадается ца азот я водород.
Температура азотирования в зависимости от требований
к упрочняемой поверхности колеблется в пределах от
520 до 560°С, а продолжительность процесса — от 24
до 48 ч От этих факторов зависит глубина азотирован¬
ного слоя и поверхностная твердость стали
В результате многочисленных исследований уста¬
новлено, что для деталей, работающих в у.еловиах высо¬
ких напряжений, требуется глубокий азотированный
■Полная глубина азотированного слоя может быть
равной 0,5—0,9 мм, одвако" эффективная глубнва (т е
глубина достаточно твердого слоя) яс превышает 0,25—
0,30 мм.
Важно отметить, что в процессе азотирования не
все марки сталей дают равноценные результаты. Угле¬
родистые стали, например в результате азотирования не
повышают своей твердости, зато поверхность этой стали
становится коррозионно-стойкой, что дало возможность
внедрить на заводе аятикоррозиониое азотирование угле¬
родистых сталей.
Нерж алеющие стати не азотируются Исключение
составляют стали мартенентно-ферритиого класса
(15Х11МФ, ІЗХ12ВНМФ), (которые азотируются впотпе
удовлетворительно
Успешные результаты получаются при азоти-роза
нин хромомолибденовых и хромомолибденоваиадиевых
сталей.
В процессе азотирования происходит увеличение
размеров азотированных деталей, находящееся в прямой
зав-иенмэсги оз глубины слоя (пли (Продолжительности
процесса) и температуры среды, при которой происхо¬
дит азотирование
Некоторый рост размеров азотированных деталей
происходит и во время эксплуатации турбоагрегата под
воздействием (высокой температуры пара Приращение
размеров становится особенно заметным в начальной
стадии работы этих деталей, примерно после 1000—
1500 ч, затем оно почти прекращается
Увеличение размеров деталей -как в процессе азоти¬
рования, так п во время эксплуатации зависит и от -мар-
Как показал опыт эксплуатации, азотирование как
средство поверхностного упрочнения является удовлет¬
ворительным до температуры рабочего тела (пара)
520—530°С При более высоких температурах (550—
570°С) происходит процесс деазотации, заключающийся
в диффундировании азота в глубь -металла -и резком
снижении поверхностной твердости.
Наблюдения за работой органов парораспределения
турбины -показали, что после 5000 ч непрерывной экс¬
плуатации твердость азотированных деталей снижается
с первоначальной /7У=800-*-900 до /УѴ=350-?-400
после" чею снижение твердости протекает очень мед¬
ленно
На рис. 8.8 представлена кривая, харак¬
теризующая снижение твердости по длине
штока после двухлетней эксплуатации
(17 000 ч) при температуре острого пара
540° С. Материал штока — сталь. І5ХМФКР
(П-1)
1 Азотирование — процесс (насыщения азотом по¬
верхности стали, в результате чего поверхность приобре¬
тает высокую твердость .при достаточно зазкой и .пла¬
стичной -сердцевине
107

Рис. 88, Кривая деазотации по д.чние штока регули¬
рующего клапана
Азотирование является наиболее эффектив¬
ным средством повышения усталостной проч¬
ности и коррозионной стойкости пружин *.
По некоторым данным предел усталости пру¬
жины, подвергшейся азотированию, повыша¬
ется на 50—60%
В упрочненном слое пружины возникают
сжимающие напряжения, локализующие ме¬
ста концентрации напряжений (надрезы, во¬
лосовины и др.).
Азотирование не может обеспечить надеж¬
ную работу органов парораспределения при
температуре пара выше 550° С, эффективность
азотирования снижается до недопустимого
уровня.
Таким образом, проблема поверхностного
упрочнения деталей парораспределительных
органов в условиях современных -параметров,
пара требует других решений.
На некоторых заводах ведутся работы по
поверхностному упрочнению деталей парорас¬
пределения (штоков регулирующих и стопор¬
ных клапанов) путем наплавки стеллитом ра
бочих поверхностей штоков. После наплавки
штоки обрабатываются специальными резца¬
ми либо наждачными устройствами. Толщина
слоя стеллита после ооработкн составляет
2—3 мм, поверхностная твердость /717=500.
В турбостроении ведутся исследования
других способов поверхностного упрочнения,
в частности диффузионного хромирования с
п ос л еду іо щей нитридизацией.
В настоящее время этот способ упрочне¬
ния освоен для деталей из аустенитной стали
(ЭИ-612). Процесс диффузионного хромиро¬
вания деталей заключается в диффузионном
насыщении поверхности детали хромирующей
смесью, состоящей из 70% металлического
хрома1 2, 29% окиси алюминия (А12О3) и 1%
1	На ХТГЗ азотированию подзергаются пружины из
кремнистой стали марки 60С2А
2	Металлический хром должен быть размельчен до
порошка в шаровой мельнице.
йодистого аммония при температуре 1100° С.
Последующая нитридизация осуществляется
в среде азота при температуре 1100° С.
Глубина упрочненного слоя составляег
0,08—0,12 мм. поверхностная твердость НѴ=
—600.
В процессе упрочнения происходит незна¬
чительный рост размеров іеталей, который
учитывается в технологических процессах.
Во время эксплуатации упрочненных этим
методом деталей из стали ЭИ-612 не наблю¬
дается увеличения их размеров
Любая длительность эксплуатации не вы¬
зывает .разупрочнения деталей, что является
существенным преимуществом диффузионного
хромирования перед азотированием.
SJ. ХАРАКТЕРИСТИКИ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
Исследования закопа изменения расхода-
пара через клапан при разных его положе¬
ниях 'показывают, что пропуск пара пе всегда
подчиняется линейной зависимости от подъе¬
ма клапана.
Отсутствие прямой пропорциональности
между расходом лара и подъемом клапана
объясняется нелинейностью зависимости из¬
менения проходного сечения открываемого
клапаном о г его подъема Необходимо также
учесть, что пропуск лара через клапан зави¬
сит пе только от" его сечения, но и от перепа¬
да давления на нем, который меняется по ме¬
ре изменения открытия клапана.
Важнейшей характеристикой парораспре¬
деления является зависимость раскола пара
через турбину от перемещения сервомотора
части высокого давления (расходная харак¬
теристика) .
Линейность этой характеристики имеет
большое значение для системы 'регулирова¬
ния в целом, и, как было указано ранее, от¬
нее в значительной части, зависит форма ста¬
тической характеристики регулирования Тур¬
бины.
Спрямление расходной характеристики до¬
стигается обычно путем применения прибли¬
женных -способов
профилированием рабочих поверхностей
кулаков и клиньев 'распределительного меха¬
низма. Этот способ спрямления расходных ха¬
рактеристик широко используется при проек¬
тировании и наладке систем парораспределе¬
ния турбин ХТГЗ и, в частности, применен
на тур'бине К-300-240.
линеаризацией локальной характеристики
клапана путем применения дроссельного во¬
ротника на седле или дроссельного конуса на
клапане. Этот способ является наиболее ради¬
кальным и применен па регулирующих кла¬
панах № 1 н 2 турбины.
108

введением 'Перекрыт в открытии регули¬
рующих клапанов, т. е. каждый последующий
клапан начинает открываться до того, как
подлостью откроется предыдущий, при этом
пак бы исключается та часть характеристики
клапана, в зоне которой почти нс происходит
приращения расхода пара.
Перекрыти в открытии клапанов можно
определить из рис. 8.9, на котором прсдстав-
іена зависимость перемещения регулирующих
клапанов от хода сервомотора части высокого
давления (последовательность открытия кла¬
панов) .
Расходная характеристика является осно¬
вой первичного профилирования клиньев рас¬
пределительно! о механизма.
Испытания системы парораспределении с клиньями,
профили которых выполнены в соответствии с расчет¬
ными данными, показали, что полученные действитель¬
ные расходные характеристики отличаются от расчет¬
ных. Некоторые участки статической характеристики
слишком круты, в то время -хак другие участки полога
Потребовался ряд корректировок .профи¬
лей клипьев для получения приемлемой ха¬
рактеристики парораспределения и в конеч¬
ном счете статической характеристики желае¬
мой формы.
На рис. 8.10 представлена зависимость
мощности на клеммах генератора от положе¬
ния сервомоторов (нагрузочная характери¬
стика), снятая после корректировки^парорас¬
пределения Союзтехэнерго на одной из тур¬
бин Трипольской ГРЭС. Видно, что после кор¬
ректировки .получена приемлемая статическая
характеристика, обеспечивающая устойчивую
работу системы регулирования.
На регулирующие клапаны современных
турбоагрегатов действуют паровые усилия и
усилия пружин, которые могут достигать боль¬
ших значений Мощность сервомоторов (их
размеры и давление рабочей жидкости) уста¬
навливается в зависимости от суммарных
усилий иа регулирующие клапаны.
Особую актуальность этот вопрос приоб¬
рел при "создании системы парораспределения
турбины со сверхкритическим давлением па¬
ра. При принятом для турбипы К-300-240
давлении паровое усилие на регулирующий
клапан № 1 (диаметром 75 мм) при закры¬
том его положении составляет 70 кН (7142 кі),
а на регулирующий клапан № 5 (диаметром
112 мм)—80"кН (8163 кг)
При отрыве клапана от седла и дальней¬
шем его открытии на нижнюю плоскость кла¬
пана, находящуюся под давлением пара за
клапаном, действует отрицательное усилие
(влияние сечения штока), увеличивающееся
пр мере подъема клапана.
При каком-то промежуточном положении
клапана оба усилия — на закрытие, и на ог-
Рис. 89. Зависимость открытия регулирующих клапа-
пов от положения сервомоторов ЧВД (на горячей тур¬
бине).
крытие — уравновешиваются и .при дальней¬
шем его подъеме отрицательное усилие пре¬
вышает усилие, направленное па закрытие ре¬
гулирующего клапана, и оказывает на пего
выталкивающее действие.
Для определения паровых усилий на ре¬
гулирующие клапаны по мерс их подъема не¬
обходимо звать давления пара перед клапа¬
нами и за ними во всем диапазоне открытия
клапанов. Давление перед регулирующими
клапанами определяется как разность началь¬
ного давления и потери давления в стопорном
клапане, которая находится в зависимости от
расхода пара и потери давления в стопорном
клапане при номинальной нагрузке.
Давление лара за регулирующими клапа¬
нами определяется как сумма давления перед
сегментами сопл и потери давления в паро¬
проводах, соединяющих блоки парораспреде¬
ления с сопловыми камерами ЧВД. Эта поте¬
ря давления зависит от расхода пара и поте¬
ри давления в паропроводах при номинальной
нагрузке
Площади проходных сечений клапана, по
мере его подъема находящиеся под действием
давления пара за клапаном, определяются
графически.
Рис 8 ТО Зависимость мощности на клеммах генератора
от положения сервомоторов ЧВД
109

р
Д
\
.7
А
Г2
1
V
і
It
4
б
пи
160
Z
W
\280
V-
ь
—
••
1
,7
г
4
у
•
і.
■ч
А
-
А
■i ! I I I I I . L_i	д._1ДС
«С SO 12S IOC tSO fa. ISO MM
6i
Рис. 811. Силовые характеристики системы парораспре¬
деления.
Зная давление пара и .площади проходных
сечений клапана, определяют паровые усилия,
действующие иа открытие клапана, на всем
диапазоне его л>да.
На рис. 8.11,а приведены силовые характе¬
ристики системы парораспределения, пред¬
ставляющие изменение паровых усилий на ре¬
гулирующие клапаны в зависимости от поло¬
жения сервомоторов ЧВД. При каком-то по¬
ложении сервомотора (открытии клапана)
кривая изменения ларовых усилий пересекает
линию абсцисс (равновесную или нулевую
линию) и на клапан начинает действовать от¬
рицательное усилие, направленное в сторону
его открытия
Например, при .перемещении поршня сер¬
вомотора на 156 мм отрицательное усилие на
регулирующий клапан № 1 (2) становится
больше усилия, направленного иа закрытие
клапана. Максимальное значение разности
усилий составляет 33 кН, (3367 кг).
Необходимо учесть, что результаты опре¬
деления паровых усилий на всем диапазоне
подъема клапана (в промежуточных положе¬
ниях) являются приближенными. Неточность
110
Рис. 8.12 Диаграмма суммарных усилий (с учетом сил
трепня), действующих на поршень сервомотора (блок
парораспределения М 1).
полученных данных объясняется -приближен¬
ным подсчетом давлений пара за регулирую¬
щими клапанами 1 и .приближенным определе¬
нием площади воздействия давления пара на
клапан.
Как было указано в § 8.1, точное опреде¬
ление паровых усилий возможно путем опыт¬
ной продувки модели клапана Однако полу¬
ченные на основании расчетов данные явля
ются достаточно достоверными для расчета
сервомоторов.
Для создания постоянного по знаку уси¬
лия на всем диапазоне открытия на клапане
устанавливается пружина сжатия, усилие
которой изменяется пропорционально натягу
(перемещению клапана).
Открытие регулирующего клапана вызы¬
вает возникновение и увеличение по пере его
подъема отрицательного усилия, но одновре¬
менно в прямой зависимости увеличивается и
усилие пружины. Таким образом, -суммарное
усилие (от давления пара и пружины) на¬
правлено в сторону закрытия клапана.
На рпс 8.11,6 -приведены силовые характе¬
ристики системы парораспределения, пред¬
ставляющие зависимость суммарных усилий
на регулирующие клапаны от положения сер¬
вомоторов ЧВД
Как видно из рисунка, суммарные усилия
направлены в сторону закрытия клапана на
всем диапазоне его хода Минимальное сум¬
марное усилие для регулирующего клапана
№ 1 (2) составляет около 30 кН (3061 кг).
При создании исполнительных органов
системы регулирования необходимо опреде¬
лить усилия, которые должен преодолевать
сервомотор лри своем перемещении. Для это¬
го следует привести суммарные усилия, дей-
Точиее, определением величин потери давления
в паропроводах -между клапанами и сопловыми
камера-
ми ЧВД

ствующие на регулирующие клапаны, к што¬
ку сервомотора
Суммарные усилия состоят из паровых
усилий, усилий .пружин и сил трения в орга¬
нах парораспределения и в сочленениях рас¬
пределительного устройства.
Силы трения не являются стабильными и
обычно меняются в процессе эксплуатации
под влиянием следующих факторов: измене¬
ния зазоров из-за температурных расширений,
возникновения заеданий из-за попадания твер¬
дых частиц и отложения примесей водного
теплоносителя между трущимися поверхно¬
стями, состояния рабочих поверхностей и т. д.
Расчет приведенных усилий производится
для каждого «.лапана -в отдельности, для раз¬
личных -положений хода сервомотора. Путем
гл суммирования получают .приведенные сум¬
марные усилия каждого сервомотора (без сил
трения).
Принимая коэффициент трения для под¬
шипников качения равным 0,04 и определяя
усилия, приложенные по нормали к клину,
находят (правда, с некоторой погрешностью)
силу трения и дополнительное усилие серво¬
мотора, потребное для ее преодоления.
Учитывая, что- силы трения определены
неточно, а также возможность их увеличения
в условиях эксплуатации, расчетное усилие
сервомотора -принимают с запасом Коэффи¬
циент запаса перестановочного усилия прини¬
мается 1,5—2,0 (на турбине К-300-240 обычно
3,5—4,0).
-На рис. 8.12 представлена диаграмма сум¬
марных усилий с учетом сил трения, дейст¬
вующих на поршень сервомотора
Глава девятая
СИСТЕМА КГУ.ТИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЪ! ТУРБИНЪ!
9.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Система автоматического регулирования
турбины выполнена гидродинамической, с
прямыми и обратными гидравлическими свя¬
зями. В системе предусмотрен ввод электри¬
ческих сигналов различной величины и дли¬
тельности, что ^позволяет турбине работать
с разнообразными блочными и энергосистем¬
ными регуляторами (частоты, мощности, дав¬
ления пара и т д.).
Система защиты — электрогидравличе¬
ская, с электрическими датчиками и гидрав¬
лической исполнительной частью. Только за¬
щита по превышению частоты вращения
(автомат безопасности) выполнена механо-
гидр авлической
Надежность и быстродействие защиты до¬
стигаются дублированием элементов, введе¬
нием по южительных обратных связей, перио¬
дическими проверками на остановленной и ра¬
ботающей турбине.
Характеристики системы регулирования и
защиты приведены ниже 1
Общая неравномерность поддержания ча¬
стоты вращения . .	.	.	4,5±0,5%
Местная неравномерность . .	.	3—9%
Нечувствительность по изменению частоты
вращения . .	.	.	0,2%
Нечувствительность по входному электри¬
ческому сигналу .	.	.	.	3%
Динамическое увеличение частоты враще¬
ния при полном сбросе нагрузки .	.	8%
Частота вращения, при которой сраб
вает автомат безопасности
для золотниковой защиты ,	.	108—109%
для беззолотникоеой зашиты . . . ПО—112%
Динамическое увеличение частоты враще¬
ния после. срабатывания автомата без¬
опасности.
для золотниковой защиты . ... 11 %
для беззолотниковой зашиты . .	8%
Рабочее тело системы регулирования и за¬
щиты— конденсат с давлением 2—2,5 МПа
(20,4—25,5 кгс/см2). В качестве источников пи¬
тания возможно использование конденсатных
насосов или трех отдельных насосов регули¬
рования ЦІ-ІС-180-255 (на первых турбинах
насосы 6МС6Х7 и насосы ЦНС-180-215).
Применение конденсата обеспечило пожаро¬
безопасность системы, позволило отказаться
от специальных устройств в составе энерго¬
блока по подготовке, очистке, хранению ра¬
бочей жидкости системы, позволило объеди¬
нить утечки из штоков клапанов (пара) и
штоков сервомоторов (конденсата) и г. д.
Конденсат по ряд)7 свойств существенно от¬
личается от обычно применяемого масла, не
производит смазки деталей, имеет малую вяз
кость, вызывает коррозию многих металлов.
Поэтому применение конденсата потребовало
ряда специальных мер по обеспечению необ¬
ходимых чувствительности и быстродействия
системы'
замена золотниковых устройств системы
защиты на беззолотниковые;
выполнение золотников системы регулиро¬
вания с вращением или осевой пульсацией, с
«гидравлическими» пружинами вместо меха¬
нических, с радиальной разгрузкой, с переста¬
новочными силами пе менее 0,4—1,0 МПа
(4,08—10,2 кгс/см2) на неравномерность;
Ш

уплотнение поршней сервомоторов и
набивками;
полный пропуск конденсата, поступающе¬
го в систему регулирования, через механичес¬
кие фильтры,-
применение нержавеющих и азотирочап-
_ны\ сталей.
9.2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ.
НАЗНАЧЕНИЕ И ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ОТДЕЛЬНЫХ
ЭЛЕМЕНТОВ
Принципиальная схема регулирования тур¬
бины, из которой показаны только основные
контуры взаимодействия, приведена на
рис. 9.1
По функциональному назначению все эле
менты системы автоматического регулирова¬
ния (САР) могут быть разбиты на четыре
группы.
Первая из них — сервомоторы с распреде¬
лительными золотниками, вторая- измерите¬
ли регулируемых параметров или возмущений
и преобразователи в унифицированный сигнал
управления сервомоторами (командные ор¬
ганы) .
Третья группа — устройства расхажива¬
ния отдельных элементов САР и клапанов иа
работающей турбине, четвертая — элементы
системы питания рабочей жидкостью
В САР турбины имеются четыре сервомо¬
тора (гидропривода) регулирующих клапа¬
нов: два — клапанов высокого давления (глав¬
ные сервомоторы 9) и два — клапанов пром¬
перегрева 14.
Главные сервомоторы (каждый из кото¬
рых перемещает три регулирующих клапа¬
на) — двусторонние. В неподвижном состоя¬
нии усилия пара и пружины, действующие на
клапаны, уравновешиваются разностью дав¬
лений на поршень сервомотора.
Полости над и под поршнем в зависимости
от положения отсечного золотника 7 могут
быть связаны с напорным коллектором от на¬
сосов или с дрепажем, либо могут быть
отсоединены от того и от другого. Последнее
имеет место только при определенном так на¬
зываемом «среднем» положении отсечного зо¬
лотника, при этом сервомотор неподвижен.
При перемещении золотника вверх от сред¬
него положения полость над поршнем серво¬
мотора соединяется с напорным коллектором,
полость под поршнем — с дренажем и сер¬
вомотор движется вниз (на открытие кла¬
панов) .
При перемещении золотника вниз от сред¬
нею положения полость над поршнем соеди¬
няется с дренажем, под поршнем — с напор¬
ным коллектором и сервомотор движется
вверх
112
Так как даже при небольшом смещении
золотника от среднего положения давления в
полостях сервомоторов приближаются к пол¬
ному или нулевому, движение сервомотора
не прекращается до тех пор, пока отсечный
золотник не вернется в среднее положение.
Отсечный золотник 7 представляет собой
комбинацию двух жестко связанных элемен¬
тов; собственно отсечного золотинка, содер¬
жащего распределительные кромки подвода
конденсата к сервомотору, и промежуточного
сервомотора, управляемого гидравлическими
линиями, которые передают сигналы положе¬
ния командных органов и сервомотора.
Давление под золотником (в линии 1-го
усиления 11) нс зависит от положения золот¬
ника и сервомотора в представляет собой
управляющий импульс для сервомотора. При
увеличении этого давления золотник переме¬
щается вверх и дает команду па открытие
клапанов, при уменьшении — вниз и дает ко¬
манду па закрытие.
Напротив, давление в линии над золотнп-
ком (линия обратной связи 8) зависит толь¬
ко от положения золотника ’ и сервомотора
и пе зависит от положения командных ор¬
ганов.
Конденсат в линию обратной связи пода¬
ется через дроссельное сечение, величина ко¬
торого изменяется только при настройке.
Слив из линии обратной связи может проис¬
ходить через переменные сечения, определяе¬
мые положением золотника и сервомотора.
При движении золотинка вверх и сервомото¬
ра вниз (на открытие) слив из линии обрат¬
ной связи уменьшается, давление в пей
растет и отсечный золотник перемещается
вниз
Из сказанного ясно, что при росте давле¬
ния в линии 1-го усиления 11 (команда на
открытие клапанов) в первый момент проис¬
ходит перемещение вверх отсечного золотни¬
ка 7. При этом уменьшается слив из обрат¬
ной связи 8, давление в ней растет. Как
только это давление станет равным новому
значению давления в линии 1-го усиления,
движение золотника прекратится В резуль¬
тате смещения отсечного золотника из сред¬
него положения вверх начинается перемеще¬
ние сервомотора 9 на открытие.
По мере этого перемещения также проис¬
ходит уменьшение слива из линии обратной
связи 8 и рост давления в ней. Отсечный зо¬
лотник 7 под действием увеличившегося дав¬
ления в линии обратной связи начинает пе¬
ремещаться вниз Движение сервомотора на
открытие продолжается до тех пор, пока зо¬
лотник пе вернется в среднее положение, т е.
в положение, которое он занимал до измене¬
ния давления в линии 1-го усиления.

¥
Рис. 9.1 Принципиальная схема регулирования турбины
Таким образом, при любых положениях
сервомотора 9 отсечпый золотник 7 занимает
одно и то же среднее положение, а каждому
новому значению давления в линии 11 соот¬
ветствует новое положение сервомотора 9 и
новое значение давления в линии обратной
связи 8
Каждый из четырех сервомоторов 9, 14 ре¬
гулирующих клапанов имеет отсечный золот¬
ник и свою линию обратной связи, линия
1-го усиления для всех золотпиков — общая.
В отличие от главных сервомоторы регу¬
лирующих клапанов промперегрева — одно¬
сторонние. Конденсат от золотника 15 пода¬
ется только под поршень сервомотора, пере¬
мешан клапан на открытие. С противополож¬
ной стороны поршень нагружен прѵжинами;
8—1162
при подаче под поршень конденсата из напор¬
ного коллектора суммарное усилие на пор¬
шень направлено вверх и клапан открывается,
при соединении полости под поршнем с дре¬
нажем клапан закрывается пружинами
В связи с этим отсечные золотники серво¬
моторов промперегрсва выполнен двѵхще левы¬
ми (с одной отсечной бочкой), а не четырех¬
щелевыми (с двумя отсечными бочками), как
золотчики 7 главных сервомоторов В осталь¬
ном золотники главных сервомоторов и сер¬
вомоторов промперегрева а также схемы уп¬
равления ими подобны
Командных органов системы регулирова¬
ния три. регулятор скорости 3 с синхрониза¬
тором 4, дополнительный механизм управле¬
ния 16, используемый для перемещения кла-
Из

пвиол ПРП изменении давления свежего пара :
„ называемый питому регулягор™.
’mlroZSZ"v^=e3..PaM...-I,B
1-.0 усиления II. Подвод мп»» >
чинию І-ГО усиления производится чсрс. Д _
сель, положение которого изменяется ю. ько
ППИ настройке Давление в линия 1-ю \сил
чия а значит, и положение клапанов 3^исит,
таким образом, только от положения регу-
торов. При положении каждого Рег>ля р ,
соогветствутощсм полной нагрузке турбины,
все сливь?из липин 1-го усиления перекрыты
и клапаны полностью открыты Перемещспі
тюбого из регуляторов в сторону разгруженья
“Йны прРи"од..Т и уменьшению Д;— =
шипи 1-го усиления независимо от положения
дрX*Дейторов и к закрытию «мк
Р При частичном перемещении всех Реі>
торов в сторону разоружения клапаны гюл_у^-
ют команду на закрытие, равную cjmmc. ко
манд отдельных регуляторов. Полное перед
иіение одного пз регуляторов на разгружен,іе
Турбины приведет к полному закрытию №
ІІов независимо от положения остальных
ре'Регулятор скорости 3 управляет двумя сли¬
вами из .игаші 1-го усиления Первый из них
зависит только от положения золотника регу¬
лятора 3 второй — от относительного поло¬
жения золотника регулятора 3 и
топа 4. Положение золотника регуля
топа скорости, в свою очередь, определяется
давлением на выходе импульсного насоса 2,
установленного на роторе туронны. Это дав.іе
нас пропорционально квадрату угловой ско-
рости
даякж® къ
измерил.™ взаимозаменяемыми при сохраненіи Д ....
и тех же остальных элементов САН
зависящим, в свою очередь, от зна и ве іи
чины тока на входе ЭГІІ.	с.
Питание липин 1-го усиления п липни оо-
патных связей чроизвотится из общего кол¬
лектора 12 -так называемой линии понижен
ного давления. Изменение давления в этом
коллекторе не сказывается на положении сер¬
вомоторов, так как -при этом давления в лини¬
ях обратной связи и 1-го усиления изменяются
одинаково и не происходит нарушения равно¬
весия сил, тсііствующих на отсечные ЗОЛОТ¬
НИКИ	,,ж Q I
Упрощенная схема, показанная на рис. .1,
позволяет рассмотреть взаимодействие эле¬
ментов при повышении и понижении частоты
вращения, при нагружении турбины синхрони¬
затором, при -введении управляющих команд
через регулятор давления и ЭГП п реальной
системе имеется целый ряд устройств, повы¬
шающих быстродействие и устойчивость.
Для уменьшения запаздывания закрытия
сервомоторов 14 пром перегрева прі-^ повыше¬
нии частоты вращения в результате сороса па-
ірѵзки в САР предусмотрена подача управ¬
ляющего сигнала от отсечных золотников глав¬
ных сервомоторов на закрытие клапанов пром-
перегрева.	...
К специальной бочке (не показанной на
рис' 9 1) золотинка 7 главных сервомоторов
подводятся линии — силовая 13 и ооратнои
связи сервомотора иромперегрева
При среднем положении золотника / свя¬
зи между этими линиями нет, при смещении
золотника на 8 мм (35%) в сторону закрытия
линии соединяются, отсечные золотники 16
клапанов промперегрева перемещаются вниз
' до упора, сервомоторы 14 промперегрева на¬
чинают закрываться с максимальной ско¬
ростью
С учетом релейных характеристик отсеч¬
ных золотников главных сервомоторов такое
- закрытие начинается при увеличении угновой
скорости всего на 1,5—2% с небольшим запаз¬
дыванием относительно главных сервомоторов.
Для повышения быстродействия и устой¬
чивости САР на турбинах К-300-240-2 ^сден
мин' отсечішѵи золотниками Промежуточный
золотпнк разбивает лилию 1-го усиления 11
на две с индивидуальным питанием пз липни
/2	собственно линию 1-го усиления малою
объема от регуляторов до промежуточного зо¬
лотника и следящую от промежуточного зо¬
лотника до отсечных золотников сервомоторов.
Конструкция золотника рассмотрена в § 103.
функционально золотник поддерживает дав¬
ление в следящей липин 1-го усиления рав¬
ным давлению в линия 1-го усиления При
движении отсечных золотников 7, 15 на закры¬
тие промежуточного золотника, под іерживая
то 513 с-' промежуточный золотник между регулятора^
При частотах вращения до	і 		 „„„««т-ами Промежуточный
(3075 об/мин) первый слив полностью закрыт
1 давление в «. 1-го усилен., ,,, «июле
вне клапанов зависят только от «ситы spa
тцевня и положения синхронизатора. При ио
вышеніш частоты врашяіия свыше 51.- с
(3075 об/мин) начинает открываться нерв,
слив п закрытие клапанов происходят неза
виепмо от положения синхронизатора *•
Слив из лияии 1-го усиления через допол¬
нительный механизм управления 16 определя¬
ется положением конуса, связанного через рс
дуктоп с ваном электромотора. Слив через
ЭГП 28 определяется положением золртнил ,
114

указанное панеястио, открывает дооолпателъ-
ііый е.тов из следящей линии 1-го усиления
Скорость уменьшения давления в следящей
ши 1-го усиления в итоге тождественна ско¬
рости уменьшения давления в освовшм линии
и не зависит от количества жидкости, вытес¬
няемой отсечными ЗО.1ОТННК0МВ при движе¬
нии сжимаемости „ідромагистрали от про¬
межуточною золотника (находящеюся в опо¬
ре переднего подшипника) до отсечных золи
""Как указывалось выше, в САР имеются 1
устройства для индивидуального закрытия о.-
дслыгыд сервомоторов на работающей тур і
(расхаживающие устройства) ? стр“ктва |
предназначены для нериодическои ироперьк ,
работоспособности системы регулирования вез .
останова турбины .путем иодного или частич- ,
гтого закрытия отдельных сервомоторов с со-
ответствующиѵн клапанами. При этом на¬
грузка турбины может снижаться до сю
70% номинальной. Расхаживающие устройст¬
ва Гірелстапляют собой дроссели, устанавлива¬
емые- между напорным ко тлектором и линия¬
ми обратных связей сервомоторов.
Нормально дроссели полностью закрыты и
не влияют на работу САР. При расхаживаніи;
производится поочередное открытие дросселей
и' закрытие соответствующих сервомоторов и
клапанов Происходит это ио '<( причине, чю
открытие дросселя расхаживания приводит к
росту давления в одной из линий ооратнои
связи при неизменном давлении в линии 1-го
; °В результате соответствующий отгечпый зо¬
лотник смешается от среднею положения вниз
н его сервомотор начинает закрываться, зак¬
рытие сервомотора вызывает снижение давле¬
ния В линии обратной связи, возвращение от¬
сечного золотинка в среднее положение и оста¬
нови',- сервомотора Чем больше открытие
дросселя, тем больший ход пройдет сервомотор
на закрытие. После закрытия гроссе ля серво¬
мотор возвращается в исходное положение
93. СТАТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ
РЕГУЛИРОВАНИЯ
При рассмотрении принципиальной схемы
регулирования (см. § 9 2) установлено. что
изменение входных параметров (папрнмер,
частоты вращения или тока в справляющей
катѵшке ЭГП) приводит к персмещсншо кла¬
панов и изменению нагрузки турбины. Б оо-
шем случае САР турбины имеет несколько
вхотов. на которые подаются входные воздей¬
ствия и выходов, из которых поступают вы¬
ходные сигналы Статическая характеристика
системы представляет взаимосвязь между ус¬
тановившимися входными возмущениями и
Рис. 92. Статическая характеристика системы рауляро
ванітя.
реакшіей объекта В зависимости о г рассмат¬
риваемых координат входа и выхода могу
быть представлены различные статические ла
рХрСики САР турбины: «оіцность генера¬
тора — ток в управляющей катушке ЭГП по¬
ложение регулятора давления - давление па-
регул,,росаПІ1Я тур-
бин основное внимание уделяется х ар акте
пистнке частота вращения ротора « — нагруз¬
ка генератора Л?, которая обычно называется
статической характеристикой регулирования
без дополнительного указания координат вхс
Да Для торбины К 300-240 эта характеристика
имеет вид, показанный на рис. 9 - Непосред¬
ственно зависимоегь может оыть получена п..л
работе турбогенератора па индчвидуальн-.ю
сеть, когда изменение нагрузки является вход¬
ным возмущением, а изменение частоты оі
ветпой реакцией САР-	ѵ „„„.„„-г.
Разность частот, -при которой мощность
генератора мспястся от подпой до нуля, назы¬
вается степенью неравномерности рсгулирова
НИСтепень неравномерности б может выра¬
жаться как абсолютной разностью, так и от¬
носительно номинальной частоты. Для от¬
дельных турбин К-300-240 степень неравно¬
мерности колеблется в пределах 2 '-,о с
(120—150 об/мин), или 4-5%.
Статическая характеристика туронны не¬
линейна В зонах полной нагрузки и холосто¬
го хода характеристика имеет более крутон
вид, в зоне средних нагрузок — более подогни.
Отклонения от линейности принято характс-
1 ризовать местной степенью неравномерности
‘	^-#*4	(9«)
где dnldN — крутизна статической характе
ристики в рассматриваемой точке; «о, А о—
номинальные значения частоты и мощности.
Минимальная местная степень неравномер¬
ности для турбин К-300-240 составляет 2,< —
—3,0% при нагрузках 170—220 МВт. максп-

мальная —7 —9%	при нагрузках 260 —
300 МВт.
Общая степень неравномерности, а также
форма статической характеристики сущест¬
венным образом влияют на качество раооты
САР. В золах с малой местной неравномер¬
ностью запас устойчивости уменьшается и
становятся возможными качания сервомото
ров как на холостом ходу, так и под нагруз-
сой
В зонах с увеличенном местной неравно¬
мерностью мощность генератора в меньшей
мере изменяется при отклонениях частоты и,
таким образом, уменьшается степень участия
данной турбины в первичном поддержании
частоты энергосистемы. От общей степени не¬
равномерности зависят максимальное увели¬
чение угловой скорости при сбросе нагрузки,
особенно при отсутствии дополнительных фору
енрующнх вводов в САР (блок релейной
форсировки II т. п.).
Статическая характеристика, показанная
на рис. 9 2, получена при неизменных пара¬
метрах пара до и после турбины, а также ус¬
тановившихся в соответствии с нагрузкой па¬
раметрах пара в промежуточных камерах тур¬
бины Так как в переходных режимах дости¬
жение установившихся параметров происходит
с запаздыванием, для турбин с промперегре-
вом большой интерес представляет статиче¬
ская характеристика, построенная в предполо¬
жении сохранения номинального давления па¬
ра в промперегревателе — так называемая
квазистатическая (мнимая) характеристика.
При любых изменениях режима работы
турбины связь, нагрузки с частотой вращения
в" первые секунды после прекращения переме¬
щения клапанов определяется квазнстатнче-
скоіі характеристикой и лишь через 10—20 с
статической характеристикой
Для турбины К-300-240 квазистатическая
характеристика имеет вид, показанный на
рис 9 3 Общая степень неравномерности со¬
ставляет 5—6%, максимальная 20—25% в
зоне 260—300 МВт, минимальная 1,5—2,0%
в зоне 100—200 МВт.
Рис. 9 3 Квазистатическая характеристика системы ре¬
гулирования.
Рис 94 Скоростная характеристика системы автома¬
тического регулирования и ее составляющие.
Для реалы
лдсленне генератора на
посредственное получение
фактически невозможно
(изводится по нескольким
ім, непосредственное опре-
■м оборудовании не пред¬
инчивідѵальнук
статической ха]
Построение хар;
промежуточным
деление’ которы:
ставляет затруднений
На турбинах К-300-240 для этого обычно исноль
зуются нагрузочная характеристика мощность .¥ —
среднее положение главных сервомоторов И н скорост¬
ная — положение главных сервомоторов Н — частота
вращения ротора п.
Представление о нагрузочной характеристике дано
в § 87 Экспериментально характеристика может быть
получена при нагружении или разгруженпи турбины Пе¬
ремещение клапанов при этом производится любым из
регуляторов, необходимо толы®, чтобы в процессе сня¬
тия характеристики сохранялись номинальные параметры
пара вакуум и т. п.
Нагрузочная характеристика суммирует кинематиче¬
скую характеристику парораспределения положение кла
панов — положение сервомоторов, расходные характери¬
стике клапанов расход пара—положение клапана и ха¬
рактеристику проточной части турбины мощность — рас¬
ход пара.
Скоростная характеристика Н—п определяет сум¬
марный «коэффициент передачи разомкнутой САР и зави¬
сит от коэффициентов передач отдельных элементов-
датчика и регулятора угловой скорости, линии 1-го уси¬
ления, сервомотора с отсечным золотником
Зависимости между входными и выходными вели¬
чинами отдельных элементов я суммирующая их ско¬
ростная характеристика САР показаны «а рис 9 4
На графиках обозначены изменения входных и вы
ходных величин в пределах неравномерности. Все зави¬
симости, за иск печением «давление в линии 1 -го усиле¬
ния р! — перемещение зототнниа регулятора скорости х»
однозначны н могут быть изменены только прп настрой¬
ке Последняя зависимость (pt—х) многозначна каж¬
дому положению золотника х могут соответствовать
различные значения давления р;, устанавливаемые ма¬
шинистом турбины при помощи специального устрой¬
ства — синхронизатора

Рас S 5. Построение- статической ирмстеритМ
При оиредетеииом иоіоменіиі^^хротлатор^р^П _
аятор скорости 11 рт'''1'.'	, в результате ско¬
тский» о««о»"а™о“	ооисьаастся «ж»»»
росдая зарактилоти:	оирекеленко-
кривых, каждая і з іа р Обычно в расчетах, и
му положению	две кривые, еоответст-
при испытаниях	положениям сиихррии-
вуюшие верхнему л нижнее
затора	—ятичгаюй характеристики по взвест-
Постройние ѵтатй іесь.а	оказав0 на рис 9 5
ным нагрузочной и и-оро^-1-1	,ітся ссксйство ско-
В левом ®K,xac^'®т‘ Н-п в правом нижнем —на-
ростпых характористи	однОГО )IJOTo
грузочная Л—Гэ* ,{па гранте строится семейство
же Н в п₽авХЯчст«к мя различных положении
статических характ^р-іеш-* л
синхронизатора	ТѴпбинчх
НОЁ 95% -“^^^^Іянескяе „-
^J^StXпредставляются верт каяьяымо
7^S?evJ=—-=SaXc-
s:s^K»BPayB=cSPS№
102,5% номиналы,™ в Б““° ““ х мснее
закрытия всея ли™ Ф ■' Р ления регу-
95% ггоминалыюи (т. с до ,
',ЯТЭ’ас™ЕС”бр«а"ш?РузШ, разтруженне
с Ij л-імт пл статической характс-
ТУР6”“ ХвеХу,Холожен,но Ххро-
ристике, соотвсісіьуі Ппоппио что но ме-
пизатора перед соросет• - . „ ’к краннему
“™““ол“ Ха«Ла«тьная «енота
вр
гХХ^ыобсов—кр^ек- !
равномерность в зонах	;,шые
стоге н около 102,5% номиналы,он имеют
РаКПаХѴрыЫиат,, ческой характерно»
ка "Хаза^о, являются
САР Пяарорас?ределенИя, датчиков
неравномеряост,, т, формы статвческо., ха-
рактеристики	_9,п g и болыиинст-
ва ?урЯб2₽ХТНГЗ, скорое» характер^
ХГобщм"”
а нагрузочную-нелннеішо., с „осюянвои
kj	и. При этом общая степень
висимостью N П1бесрпечнвается настройкой
неравномерно с-т	характеристики, а
характеристики - формой
"’’gT’SU»®» Ра6отв ряйТ»
ма статвческо,. т-рак гері	егѵліІТоров
ири встуклеган, в P“”X,rt ® зависел,, и
ВИЯМ при	Ѵмескимн обратными свя-
ХТтурбине
сервомоторами.
Г,«равя»вс» связи,
современных системах р Р	са. юм.
турбин, делятся ™ ’Bab“'a04OT(enIIe органов
ненспрованиые, в мтор *	й характс-
регулирования и форм8 с“ 1S „	„
рнстшел не завися'■ отол ь6 ющм зтііч
некомпенсированные, нс им
:S=”=s=:E
S=^s==U=^

стоянств) давления на входе в систему. Это
увеличивает надежность и чувствительность
усилите чей п открывает широкие возможности
для введения в схему различных нелинейно¬
стей, повышающих устойчивость п быстро¬
действие С АР Преимущества компенсирован¬
ных схем особенно велики в счучас использо¬
вания в гтчестве рабоче идкости конден¬
сата.
Для турбины применена компенсированная
смешанная схема с поршневым и дроссельным
суммированием Сложение управляющего им¬
пульса с пмпутьсами обратной связи происхо¬
дит на промежуточных сервомоторах, жестко
соединенных с отсечными то тот никами (порш¬
невое суммирование), а формирование управ¬
ляющего сигнала производится по схеме с
дроссельным суммврованием.
между перемещениями отсечного золотника, ре-
>ра я сервомотора [35] имее-

—й2р.
(9.2)
где о, ц, т] — относительные кооэдипаты золотпвка, сер¬
вомотора и регулятора
As
При эіом •’начсния ХыЯКС и Щяякс определяются
ках максимальные перемещения -регулятора іт сервомо¬
тора в диапазоне статической неравномерности Вели¬
чина sMaKc соответствует перемещению золотника от
сре цего по южеиия при ходе f
неподвижном серво» оторс.
Коэффициенты ® уравие іии
„ — площадь по„еода в линию 1-го усиления; fs —
.площадь подвода в линию обратной связи,
, "і
Изменение наклона характеристики каждо¬
го сервомотора при настройке производится
изменением подвода в линию обратной связи
f3; смещение характеристики без изменения
наклона — изменением суммарного слива fs-
Для этого на подводах в липни обратной
связи и на сливах из них устанавливаются
регулируемые дроссели. Изменение наклона
характеристик всех сервомоторов одновремен¬
но производи гея изменением подвода в линию
первого усиления /о, для чего последний вы¬
ло інен также в виде реі улируемого дросселя
Хотя уровень давлении в линиях не ока¬
зывает влияния па статическую характеристи¬
ку, пренебрежение значениям и давлений при
паст ройке недопустимо, так как от них зави¬
сит перестановочные силы, действующие на
золотппки, а значит, нечувствительность, ста¬
бильность и быстродействие САР.
9.5. ЗОЛОТНИКОВАЯ И БЕЗЗОЛОТНИКОВАЯ СХЕМЫ
ЗАЩИТЫ
На первых образцах турбины К-300-240
установлена традиционная золотниковая за¬
щита ХТІ 3, гоздпее замененная на беззолот¬
никовую. Причиной такой замены явилось
стремление к повышению надежности, быстро¬
действия и увеличению сроков между очеред¬
ными расхаживаниями
Золотниковая схема управления сто¬
порными клапанами, представ читая «а рве. 9 6, содер¬
жит две сгуяепи усиления и лмесл в своем составе сер¬
вомотор 1. вык лючатсль сервомотора 2, регулятор 3 и
импульсную ллнкю 4 между нпмі-і. При срабатывании
зашиты командный регу тятор открывает слив из
импульсной линии, бьіаяіо іатеаь 2 под действием лру-
11В

Рис 9.6. Золотниковая схема \правления клапанами.
ікпііы открывает слив из погости пот поршнем серво¬
мотора, последний закрывает стопорный клапан турои¬
ны К одной пмйіяьсной ткани ^присоединяются выкли¬
чете ill нескольких сервомоторов, так что общая протя¬
женность іиянп составляет тесягкя метров Проходное
сечені е, открываемое регулятором 3. ограничено выход¬
ным теплиеіі соленоида защиты.
Исследование работы систем защиты головных
образцов тѵрбин показало наличие большого запаздыва¬
ния сервомоторов (до 0,2 с) и -ненадежность работы
пруж'я вык ценителей Последнее обстоятельство связа¬
но" с тем, что д зя повышения надежности -выключатели
выпо йены с бо іьшими усилиями
Прозедетшый апалпз показаі что основной причи¬
ной задержки сервомоторов яв іяются упругость гидро-
магистрали (жидкости, трубопровода) -и сопротивление
Стив-, /кидкости из выключателей При увеличении диа¬
метра трубопровода резко сказывался «первый фактор
прп уменьшении — второй Иными ставами в рассмат¬
риваемой схеме защиты при ца.чі чин длинных гзідрома
гист-ралсіі с практически сжимаемой жидкостью невоз¬
можно добиться достаточного быстродействия. Кроме
того. для безотказной работы золотниковых устройств
трсбтется высокое качество изготовления тщательная
очистка рабочей жидкости, расхаживание н т И.
13 в з з о л о г и іі к о в а я схема защиты
имеет четыре сервомотора стопорных клапа¬
нов и четыре регулятора (два скоростных ре¬
гулятора безопасности по предельной частоте
вращения и два соленоидных — по остальным
сигналам). Система выполнена с двумя сту¬
пенями усиления В обеих промежуточных
ступенях использованы выключатели с поло¬
жительной обратной связью Применение про¬
межуточного устення позволило выполнить
малые импульсные клапаны (DylO), управля¬
емые соленоидами
Вес сервомоторы защиты 1, 8, (рис 9.<)—
односторонние, открытое производится кон¬
денсатом из напорной линии 2, закрытие
пружинами В рабочую камеру каждого сер-
вомото а осуществляется постоянный подвод
конденсата через ограничительную шайбу,
слив из камеры зависит от положения пла¬
стины беззо потникового выключателя 3, 7.
Положение каждой из четырех пластин
выключателей зависит от соотношения ^давле¬
ний над пей /’з н под пей Р(>. При Ра больше
0,33 Рѵ пластина прижата к нижнему упору,
слив из рабочей камеры закрыт и сервомотор
открыт. При Рй меньше 0,33 PtJ пласгина при¬
жата к верхнему упору, открыт слив, который
позволяет сервомотору под действием пружин
закрыться за требуемое время 0,3—0,4 с.
В случае Рл — 0,33 Рг, п частина находится
со взвешенном равновесном положении, ее
расстояние от упора зависит оі соотношения
шайб на - одводс кон існсата в рабочую каме¬
ру и линию защиты (линия над пластиной)
Возможность равновесного положения, не¬
смотря на палично положительной обратной
связи, связана с наличием разделительного
профиля ча нижней части пластины
При правильном подборе шайб пластина
во время движения сервомотора находится в
неравновесном состоянии па верхнем упоре;
при сработавшей защите —находится в усіой-
чивом равновесном состоянии, обеспечиваю¬
щем Рр «иже ветчины страінвания сервомо¬
тора с упора; при взведении защиты — выхо¬
дит пз равновесия и достигает нижнего упора,
в результате чего начинается (виженпс сер¬
вомотора на открытие. К моменту полного от¬
крытия сервомотора пластина прижимается
сверху к упору с усилием, превосходящим
усилие снизу даже при давлении в рабочей
камере, равном силовому.
Беззо потниковые выключите іи сервомото¬
ров являются второй после шей ступенью уси¬
ления защиты Первой ступенью усиления
являются также беззолотпиковые защитные
устройства 12, управляющие сливами из ли¬
ний защиты 4'к 6. Защитных устройств —
два, установлены опи параллельно, при сра¬
батывании каждого закрываются все стопор¬
ные клапаны, для открытия клапанов необ¬
ходимо взведение обоих защитных устройств
Каждое из защитных устройств управляет
сливом из двух линий защиты и линии 1-го
усиления 13 (управляющей регулирующими
клапанами)- Д®е линпи зашиты выполнены
для возможности раздельного управления сто¬
порными клапанами высокого давления п
иромперегрева.
Такое разделение связало с особенностью
САРЗ турбины К-300-240, в которой закрытие
стопорных клапанов иромперегрева происхо¬
дит как при срабатывании защит, так и при
быстрых перемещениях регулирующих клапа¬
нов иромперегрева (при смещениях отсечпых
золотников 5 сервомоторов промперегрева бо¬
лее 50% на закрытие)
119

Рис. S.7 Беззолотпнковая схема защиты ХТГЗ
В каждую из линий защит осуществляется
постоянный подвод конденсата через ограни¬
чительную шайбу, каждая линия подходит к
двум бечзологннковым выключателям и двум
защитным устройствам. К выключателям сто¬
порных сервомоторов иромперегрева линия
защиты подводится через отсечные золотни¬
ки регулирующих сервомоторов. При смеще¬
нии их на закрытие линия защиты отсекается
от выключателя, а камера над пластиной вы¬
ключателя связывается с дренажем, происхо¬
дит закрытие данного стопорного клапана од¬
новременно с регулирующим. При этом время
закрытия регулирующего клапана, располо¬
женною внутри стопорного (см, § .10.7),
уменьшается вдвое.
120
Основным элементом защитного устройст¬
ва является шДастина, работающая подобно
пластине выключателя сервомотора Снизу
она нагружена давлением из линий защиты и
1 го усиления (три раздельные камеры),
сверху' давлением импульсной линии защиты.
10. "Подвод в последнюю постоянен, а слива¬
ми управляют четыре клапана. Каждый из
двух клапанов, размещенных непосредственно
в корпусах защитных устройств, жестко свя¬
зан с электромагнитом защиты и кнопкой
ручного останова турбины. При нажатии на
кнопку иля срабатывании одного .электромаг¬
нита ' гіроисходит перемещение пластины
только соответствующего защитного уст¬
ройства.

Каждый из других клапанов, открываю¬
щих слив из импульсной линии при повыше¬
нии частоты вращения ротора, влияет на пла¬
стины обоих защитных устройств. В свою
очередь каждый из этих клапанов срабатыва¬
ет под действием своего кольца авто а без¬
опасности
Таким образом, общая схема управления
стопорными н регулирующими клапанами
при работе защит может быть представлена
схемой, изображенной на рис. 9 8 Каждый из
двух клапанов автомата безопасности I
действует на оба защитные устройства, каж¬
дый из двух электромагнитов защиты 2 на
свое защитное устройство, каждое из двух за¬
щитных устройств 3 на все регулирующие и
стопорные клапаны 4—7.
Схема защиты предусматривает возмож¬
ность индивидуального закрытия стопорных
клапанов (па полный ход или частично) и ин¬
дивидуального срабатывания механических
автоматов безопасности. Индивидуальное ча¬
стичное закрытие сгоіюрных клапанов произ¬
водится при неподвижных пластинах выклю¬
чателей прекращением подпитки рабочей ка¬
меры (клапана промперегрева) или открыти¬
ем дополнительного слива из нее (клапаны
высокого давления). Полное закрытие клапа¬
на производится срабатыванием соответст¬
вующего выключателя сервомотора после ря¬
да подготовительных операций
Для клапана высокого давления эти опе¬
рации выполняются специальным расхажива¬
ющим устройством и состоят в следующем:
а)	плавное закрытие регулирующих кла¬
панов, обслуживаемых закрываемым стопор¬
ным клапаном, введением дополнительной
подпитки в обратную связь главного сервомо¬
тора Эта операция предотвращает резкий
сброс нагрузки при расхаживании п позволя¬
ет открыть стопорный клацая без закрытия
главных паровых задвижек;
б)	перекрытие линии ускорителя, связы¬
вающей перемещения отсечных, золотников
главного сервомотора и промперегрева, что
исключает закрытие клапана промперегрева
при расхаживании клапана высокого дав-
в)	отсоединение коллектора защиты от ка¬
меры над пластиной выключателя для пред
отвращения закрытия лерасхаживаемого кл-
пана.
После выполнения этих операций расхажи¬
вающее устройство производят соединение с
дренажем камеры над пластиной выключате¬
ля я закрытие клапана.
Для клапанов иромперегрева работа собст¬
венно расхаживающего устройства заключа¬
ется в дополнительной подпитке линии обрат¬
ной связи Остальные операции: плавное за¬
крытие регулирующего клапана, отсоединение
коллектора защиты и закрытие стопорного
клапана — выполняются при перемещении
вниз отсечного золотника регулирующего
клапана
Описанная схема расхаживания в значш
тельной стенепи связана с наличием в САРл
форсирующих репейных связей. При исполь¬
зовании турбин для решения задач цротиво-
аварийной автоматики энергосистем (см
гл. Н) гидравлические форсирующие релей¬
ные связи, в -первую очередь между отсечными
золотниками главною сервомотора и промпе¬
регрева, а также между отсечным
золотником промперегрева и выключателем
стопорного клапана, отсутствуют. В этих ус¬
ловиях схема расхаживания на полный ход.
сводится к двум операциям:
закрытие сервомотора регулирующие кла
панов,
полное закрытие сервомотора стопорного
клапана при неподвижном выключателе
Глава десятая
КОНСТРУКЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЕ
И ЗАЩИТЫ
10.1. ДАТЧИК УГЛОВОЙ СКОРОСТИ
В качестве датчика угловой скорости на
тѵрбине К-300-240 применен двухступенчатый
центробежный импульсный пасос (импеллер).
создающий давление 0,78 МПа (8 кге/емд
при частоте вращения ротора 50 с—
(3000 об/мин) и давлении на всасывании
0,029—0,039 МПа (0,3—0,4 кгс/см£).
Насос установлен в опоре переднего под

Рис 10 1 Датчик угловой ско-
/ —обоПме 2 —junOTUennft 3 —
шинника турбины. Ротор насоса крепится к
ротору турбины высокого давления Продоль¬
ный разрез импульсного насоса изображен на
рис 10 1. Корпус насоса 13 выполнен сварно¬
литым с горизонтальным разъемом Всасы¬
вающий патрубок расположен в основной
(нижней) части корпуса, напорный — в съем¬
ной (верхней) части
Для поддержания постоянного давления па
всасс пасоса подвод воды к всасывающему
патрубку осуществляется из цодпорію— бач¬
ка, установленного па отметке 14 м на колон¬
не машинного зала.
Насос крепптся к опоре переднего под¬
шипника при помощи лапы, приваренной к
нижней половине корпуса Импульсные коле¬
са <5, 11, изготовленные из хромистой стали,
насажены па вал 6, выполненный из хромо¬
молибденовой стали. Для предохранения от
коррозии вал и колеса азотированы. К валу
присоединяется хвостовик 3 с муфтой, соеди¬
няющий вал насоса с промежуточным валом
сигнализатора вращения Со стороны входа в
котссо первой ступени расположена обойма
1, удерживающая уплотнение 2 от аксиальных
перемещений Обойма является одновременно
и направляющей втулкой, предотвращающей
закручивание потока жидкости вращающимся
валом.
Для уменьшения протечек жидкости из ка¬
мер с более высоким давлением в камеры с
более низким давлением па первых образцах
импульсных насосов в корпусе установлены
плавающие уплотнительные кольца 4, 7, 9, 14,
которые на насосах последующих выпусков
(па модернизированных турбинах) заменены
на неподвижные уплотнения с зазорами, до¬
статичными для исключения выработки уп-
Выбор импульсного пасоса в качестве
датчика угловой скорости определился его
достоинством, "выражающимся ® независимо¬
сти характеристики насоса от аксиальных
перемещений рогора турбины, которые в рай¬
оне первого подшипника достигают 7 мм.
Установка импульсного пасоса в качестве
датчика угловой скорости -создала возмож¬
ность его размещения іна консоли ротора тур¬
бины без дополнительных опорных и упорных
ПОДШИ1Й1ЦКОИ и -специальных редукционных
передач
К центробежному пасосу, работающему -в
качестве датчика угловой скорости, предъ¬
являются три дополнительных требования:
независимость давления, развиваемого на¬
сосом, -от давления источника, снабжающею
датчик рабочей жидкостью,
■относительная независимость разливаемо¬
го давления от расхода жидкости после на¬
соса;
отсутствие пульсации цавтсния, вызываю¬
щей перемещения элементов парораспределе¬
ния у приводящей к износу распредетигель¬
ных органов и качаппяім -нагрузки
Первое требование j довлечворено за счет
установки подпорного бачка, обеспечивающе¬
го постоянство подпора на всасе независимо
от давления в ситовой линии, из которой этот
бачок питается
Второе требование (незазисі мость давле¬
ния развиваем ого импульсным насосом, от
расхода) характеризуется расходной характе¬
ристикой Q — И Идеальной была бы харак¬
теристика, представляющая горизонтальную
линию, параллельную -оси Q Получение та¬
кой характеристики возможно за счет соот¬
ветствующей профилировки каналов рабочих
котес. Удовлетворит е’іьнос приближение к
«идеальной» характеристике при достаточной
технологичности изготовления обеспечивает
радиальный профиль лопаток рабочих колес
■импульсного насоса
Для уменьшения пульсаціи дав тения -вы¬
полнены следующие мероприятия позволив¬
шие на модернизироваатпых турбинах полу¬
чить приемлемые результаты:
исключение возмущающих поток -местных
сопротивлений (например устѵпоч литья в
сочленениях верхней и нижней половин кор¬
пуса насоса);
удаление воздуха из камер насоса через
воздушники,
обеспечение необходимого подпора на вса¬
се насоса за счет высоты установки подпор¬
ного бачка и обеспечения необходимых про¬
ходных сечений от бачка к -насосу.
установка дополнительного иаправтяюше-
го аппарата ла выходе из каждой ступени,
выполненного в виде кольца 12 с -множеством
миікнх отверстий
1С.2 РЕГУЛЯТОР СКОРОСТИ С ОГРАНИЧИТЕЛЕМ
МОЩНОСТИ
Регулятор скорости -предназначен для ав¬
томатического поддержания частоты враще¬
ния ротора в пределах заданной степени 'не¬
равномерности
Принцип работы регулятора скорости за¬
ключается в том, что при изменении частоты
вращения ротора турбины и соответственно
давления, развиваемого импульсным насосом,
смещается золотник регулятора и изменяет
давление в лп-нии первого усиления, что яри-
водит как было показано раньше, к смеще¬
нию клапанов турбины р поддержанию задан¬
ий частоты вращения.
Регулятор скорости позволяет осущест¬
вить
синхронизацию турбоагрегата,
установку заданной пагрузкч на турбоге¬
нераторе при его работе «в общую сеть или
изменение частоты вращения при индивиду¬
альной работе;
перевод тѵрбины на холостой ход при
сбросе электрической нагрузки.
Для повышения чувегаитечьпостп регуля¬
тор выполнен со следящим устройством, по¬
зволяющій! усилить сигнал пта смешение зо¬
лотника, поступающий от импульсного насо¬
са [481
Обычно применявшийся для масля іь:х систем в ка¬
честве регулятора скороетч поршневой измеритель ока
затея ’Неприемлемым для использования з водяных си¬
стемах -регулирования Измеритель состоял нз подпру-
жпняого дифферелциа іьного золотника, находящегося
в равновесии -лол действием дав-тения развиваемого
импульсным насосом, и уситяя пружины Исзиачитель
пые перестановочные усилия, развиваемые импульсным
пасосом в -пределах неравномерности, :і существующие
перекашквающьс усіпяя от действия пружин создавая!
повышенную нечувствительность регу тятора Недоста¬
точная вязкость воды ч трушость о существ тения вра-
щающеюсв зозотіяка, работающего в воде, из-за отс.у-і
ствия смазки в подшипнике между золотником и пру¬
жиной привели -к необходимости использования других
методов д ія обсспечеппя требуемой чувствительности
регулятора Основным рсшс-іпіем явилось применение
следящей системы со значительным коэффициентом усп-
Рабочпми элементами изображенного на
рис 10 2 регулятора скорости являются диф¬
ференциальный золотник 8, сильфон 9, двух¬
седельный разгруженный клапан следящего
устройства 5, пружина 2. подвижная 16 и не¬
подвижная 14 буксы. В нижней части ’по¬
движной буксы расположены вставки 15 с ок¬
нами, -к которым подводится вода из линии
первого усиления. Верхняя (регу тирующая)
кромка золотинка прикрывает окна к золот¬
ник при своем -перемещении регулирует счив
пз линии первого усиления.
Давление от импульсного насоса, установ¬
ленного на вал)' турбины, подается к силь¬
фону 9 в камеру А Уеитие иа верхний торец
си.тьфопа уравновешивается -пружиной сжа¬
тия 2 (Изменение .натяжения пружины в про¬
цессе пастройкп осуществляется при помощи
регулировочного -винта 1)
123

Рис 10.2 Регулятор скорости.
В каперу £> псдаегся силовая вода от на¬
сосов системы регулирования. В камеру В
силовая нота подается черйз дроссель 26
Слив воды 'из камеры Б осуществляется че¬
рез двухседельный уравновешенный клапан
5. Давление -в камере Б определяется откры¬
тием дросселя 26 и клапана 5. При переме¬
щении -верхнего торца сит фона 9 смещается
клапан 5 и происходит изменен слива »з
камеры Б под золотником
Золотник (находится в равновесии при оп¬
ределенных давлениях 'В камерах А, Б, В,
зависящих от соотношения -площадей золот¬
ника.
Работу регулятора рассмотрим к а приме¬
ре повышения частоты вращения ротора тур¬
бины При повышении импульсного давления
увеличивается усилие на верхний торец силь¬
фона 9, -смещение которого 'вызывает откры
тие клапана 5 и понижение .давления в каме¬
ре Б. Верхний торец сильфона опускается др
тех пор, пока дополнительное усилие от
изменения импупьспого давления не уравно¬
весятся дополнительным усилием сжимаемой
пружины 2
П-ри понижении давления в камере Б зо¬
лотник 8 смещается вниз до тех пор, пока
давление в камере Б не восстановится за
счет прикрытия клапана 6 из-за изменения
положения золотника. Новому значению им¬
пульсного давления будет соответствовать оп
рсделестное сжатие пружины 2 и соответству¬
ющее положение клапана следящей системы
за которым «следит» золотник При переме¬
щении вниз золотника регулирующая его
кромка открывает слив из линии первого уси¬
ления, что приводит к прикрытию клапанов
турбины и соответствующему снижению часто¬
ты вращения ротора. Для возможности изме¬
нения слива из линии І-гр усиления в зависи¬
мости от хода золотинка в буксу /6 вмонти¬
рованы вставки 16, щие необходимый
профиль окна.
Основными особенностями примененной
следящей системы являются:
отсутствие элементов с трением в подвиж¬
ных деталях следящей системы (шток силь¬
фона 7 с .клапаном 6 центруется относитедыю
золотника иа специальных мембранах 3 и
12, допускающих его продольное перемещение
и ограничиваю! іих -поперечное);

ым относителы.
ісы ®, -следователе» _
. юішіх клапанов
постоянство зазора в кла-панах с^е-ядыш .
системы в равновесных статических потоке-
ниях и соответственно неизменная длина і
сильфона, что практически означает отсутст¬
вие его деформации ч приводит к существен-
номѵ повышению долговечности сто работы,
значительное повышение перестановочных .
усилий на золотнике, т. е. в камере Б, по .
сравнению с усилиями в импульсной линии
(в камере Л). На выполненной конструкции
это усиление составляет 10—15 раз
Уменьшение перекашивающего воздейст¬
вия пружины 2 на золотник достигается сое¬
динением прѵжины со штоком сильфопа / по¬
средством тарелок -со сферическими опорами.
Для увеличения чувствительности золотни¬
ка па его поверхности выполнены кольцевые
канавки для разгрузки золотника от несим¬
метричных радиальных усилий, которые -мо¬
гут возникнутъ в процессе эксплуатации
Подвижная букса 16 с реп пирующим ок¬
ном явтяется синхронизатором и позволяет
изменять положение клапанов поп изменении
положения бѵксы относительно регулирую¬
щей кромки золотника. Ес перемещение осу¬
ществляется электрическим приводом (ди¬
станционное управление) или .маховиком руч¬
ного .местного привода. Подвижная букса от
проворачивания удерживается * шпонками,
установленными на неподвижной буксе 14.
Золотник страгивается с упора при давлении
в импульсной іинии, соответствующем
47,5 с_[ (2850 об/м).
При изменения частоты вращения -ротора
турбины на 5% золотник совершает ход при¬
мерно в 6 мм При достижении ротором ча¬
стоты вращения 50,5—51,2 с 1	(3030
3075 об/мин) золотник -начинает открывать
дополнительные прямоугольные окна в непо¬
движной буксе, увеличивая слив из липин
первого усиления и обеспечивая ускорение
процесса закрытия клапанов турбины
С -регулятором скорости сблокирован ог¬
раничитель мощности Шток ограничитетя П
перемещается вместе с подвижной буксой 16
цри воздействии червячной передачи 19 Кро¬
ме того, положение штока может изменяться
н относительно подвижной буксы при воздей¬
ствии червячной передачи 2/ При этом шток
может быть установлен на требуемом расстоя¬
нии от верхнего торпа штока 7 следящей си¬
стемы и препятствовать его перемещению
вверх при падении частоты вращения ротора
и, следовательно, открытию клапанов.
Нагрузить турбину воздействием па при¬
воя синхронизатора при этом также невоз¬
можно, так как шток -ограничителя мощности,
двигаясь .в-месте с подвижной буксой, отжи¬
мает через шток сильфона зопогник регуля¬
золотника. Ес перемещение
электрическим приводом
тора, -сохраняй
ТОЖеПИС ЗОТОТНИКД
неизменное открытяш-^ег-
турбины
Внутри штока огра^рця.» = мощности
проходит сигнальный шток /4. зогорый яв¬
ляется указателем положения зототника.
Д.1СК 23“ установленный -на верней части
штока указателя, замыкает контакт микро¬
переключателя 24 и подаст сигнал да щит
управления при вступлении ограничимте
мощности в -работу-. Ограничитель мощности
может быть использован для расхаживания
золотника регулятора скорости и для опреде¬
ления зазора в следящей системе регулятора
При нормальной настройке регулятора за¬
зор по клапа-m следящей системы должен
составтято 055—0,35 мм Этот зазор уста¬
навливается изменением положения дроссе¬
ля 26 При увеличении открытия дроссе ія за¬
зор возрастает. Увеличение зазора приводит
к уменьшению коэффициента усиления. При
изменении зазора от 0,25 мм до 0,5 м-м коэф¬
фициент усиления изменяется примерно от Іа
до 10 Контроль зазора производится -на оста
повленпой турбине при отсутствия давления
в импульсной линии от датчика регулятора
скорости
Для определения зазора по слсдушей системе пе-
зафиксировать, перемещая шток ограничителя, по
индикатору его положение в момент касания штока
сильфона (при этом начинает уменьшаться давление
в камере Б),
зафиксировать положение ограничителя, перемещая
дальше шток ограничителя it соответственно шток силь¬
фона. при котором давление в камере Б достигнет ве-
дичнііы страгивания золотника -регулятора с упора
При отсутствии нечувствительности золотника раз¬
номъ этих двух замеров' характеризует зазор по следя¬
щей системе, который при патичии давления в импульс¬
ной камере .4 0,78 МПа (8 кгс/см?) будет примерно на
005 мм больше замеренного
В корпусе регулятора расположено раз¬
гонное устройство, предназначенное для ис¬
пытания автоматов безопасности турбины раз-
' гоном ротора Положение золотника разгоняо-
' го устройства может изменяться рукояткой 6,
перемещающейся в профильном пазу крыш-
1 -и 13	„
В нейтральном положении золотника 2/
- вода От импульсного насоса (датчика) через
. окна -в буксе 28 -поступает в камеру Л в зо¬
лотнике регулятора скорости
> Для разгона турбины рукоягк\ б меддеино повора¬
чивают во часовой стрелке Подвод импульсной воды
к ел іьфону регулятора перекрывается и открывается
слив из камеры .4 в дренаж (положение I, сечение Б-Б)
Золотник 8 перемещается вверх повышая давление
в линии 1-го усиления, -вызывает открытие клапанов и
обеспечивает разгон -ротора турбины до срабатывания
автоматов безопасности При повороте рукоятки 6 в про¬
тивоположную сторону от нейтрального положения иа
90° открывается слив из линии l-го усиления в дренаж
125

Рис. 10.3 Электропривод
1 inspire, 2—шпонка, 3 —маховик: 4 —диск, 5 — червяк, 6 —
колесо еріиічное 7— зиск 3 — червяк 5 —крышка передняя.
(положение II, сечение В В) и регулирующие кчаианы
закрываются При этом присоединенный -к золотнику
разгона золотник взведения 30 подает -масло на взве
«енпе исполнительного механизма автоматов безопас¬
ности
Таким образом открытие слива из тінпи 1-ю уси¬
ления в дренаж обеспечивает автоматическую блоісяров-
ку: импульс на открытие- стопорных к.іапа-иоз подается
только -ііри полностью закрытых регт пирующих клапа¬
нах Медленный возврат рукоятки разгонного устройства
в среднее положение после открытия стопорных клапа¬
нов приводит к открытию -регулирующих -клапанов и вы¬
воду -турбины на обороты холостого хода, которые были
до начала испытания автоматов безопасности
Золотник взведения -с золотником разгон¬
ного устройства соединен крестообразной
шпонкой 29
Для -обеспечения надежной работы следя¬
щей системы в процессе эксплуатации прп
сборке регулятора необходимо:
обеспечить минимальный прогиб мембран
3 и 12. Это достигается подбором дистанци¬
онных колец 4 и 11, за счет размера которых
мембраны устанавливаются « горизонтальное
или прогнутое вверх на 0,25—0,35 мм поло¬
жение при положении клапанов следящей си¬
стемы 5 на верхнем упоре;
обеспечить предварительный нагяг сильфо¬
на на 0,5—1 мм за -счет размера дистанцион¬
ного кольца 10 при положении клапанов 5 на
верхнем упоре;
обеспечить плотность камеры следящей си¬
стемы Проверка плотности во время сборки
производится наливом воды в собранный
деталями следящей системы золотник, пере¬
вернутый нижней кромкой вверх.
В процессе эксплуатации перед, пуском
турбины плотность следящей системы контро¬
лируется по давлению ів камере Б, -которое
не должно отличаться от силового давления,
подводимого к регулятору, более, чем на
0,24 МПа (2,5 кгс/см2).
126
Па верхней крышке 22 смонтированы ди¬
станционные и местный указатели перемеще¬
ния буксы, ограничителя мощности и конеч¬
ные выключатели 25 для отключения мото¬
ров дистаицпонного управления синхрониза-
юра при крайних положениях подвижной
буксы 16 регулятора
Электрические провода управления и сиг
нализации объединены на штепсельных
разъемах.
Для разборки регулятора и доступа к по¬
движной буксе и ее привод)' без разборки е-
талей, собранных .на крышке 22, предусмот¬
рены винты 20, удаление которых позволяет
снять ’крышку 22 со всеми деталями, нахо¬
дящимися на ней.
Перемещение буксы 16, а на гу-рбинах
первых выпусков и штока ограничителѣ 17
производится .изображенным на рис 10.-3
электроприводом, который обсснсчиваст;
•возможность .дистанционного перемещения
от электродвигателя под действием соответст¬
вующих автоматических регуляторов или об¬
служивающим персоналом со щита управ¬
ления;
возможность перемещения вручную по
месту.
При работе от эіектродвдгателя маховик 3 должен
быть -выдвинут от себя до упора (на рис 10.3 вправо).
Вращение червяка 5. соедиас-нноі о с валом дзкгатсля,
передастся червячном) колесу 6, с которым, жестко со¬
единен диск 7 В пазы диска 7 входят зубья кулачко¬
вого диска 4, который закреплен на маховике 3. Махо¬
вик через шпонку 2 вращает червяк 8 и червячное
колесо горизонтального редуктора (иоз. 19, рис. 10 2).
Вращение -постеднего приводит ъ поступательному пере¬
мещению буксы синх-роыізатора (или штока ограничи¬
теля). При -управтеп ік «по месту» маховик 3 должен-
быть выдвинут па себя то упора (на рис. 10 3 влево),,
что приводит к распсллснию дисков 4 и 7 Шариковый
стопор / при этом фиксирует положение маховика, вра¬
щение которою приводит к вращению червячного колеса
(поз 19, рис. 10 2) и поступатечьиому перемещению
Для обсспсчсні'я смазки редукторной передачи на
перечней крышке 9 предусмотрены дза отверептя, за¬
крытые пробками 10 (на рисунке изображено одно).
Через верхнее отверстие одни раз в месяц необходимо
производить заливку турбинкою масла в камеру редук¬
тора, контролируя его котичество по уровню нижнего-
отверстія
При достижении крайних положений пре¬
дусмотрено отключение электродвигателя
привода синхронизатора конечными выключа¬
телями 25
10.3. ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ золотник
Для .повышения быстродействия системы
регулирования и уменьшения возможной не¬
устойчивости, которая .может быть вызвана
скоплением воздуха п разветвленной схеме
трубопроводов от командных оріанов до юг-

промежуточный
сечных золотников, введен
“То* і™™?' ж,»™» представляет
собой золотник /, иеротщшзющпйгя и бук«
у остаповлыиой в корпусе 3. Змотим
ходится ■ равновесии под действием Д™"™
в тени 1 то ссиловвя и давленіи в сиедящ
тиши 1-го тшления. Отсечная кромка золот¬
ина регулирует свив из следящей «
1-го усиления, поддерисивая в йен дав-щяго,
равное давлению в »і 1-го усиления При
ревком перемещении отсечный золотников сер
вомоторов промежуточный золотки откры¬
вает (или прикрывает) дополнительный с.мв
из следящей линии 1-го усиления, что ойеспе
чпвает малые времена перемещения отсечных
“■'длГѵвеличення чувствительности золот¬
ник выполнен вращающимся и на раоо пгх
бочках золотника выполнены
канавки Для Удаления воздуха из тоъии
1-го усиления выполнено отверстие «"«W
1 5 мм, а для ѵдалетия воздуха из верхней
точки с-істящсй линии 1-го ^й^«ияи°^Р'
стие выполнено в п-рооке 4 Пробка и ДѵНТ
ральное отверстие в -крышке л пРе®а„3^““
для установки указателя положения плотни¬
ка в период -настройки системы регулиро¬
вания.
10 4. ОТСЕЧНЫЙ ЗОЛОТНИК ГЛАВНОГО
СЕРВОМОТОРА ЧАСТИ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Отсечный золотник главного сервомотора
(-рис. 10.5) служит для передачи импульсов
от командных органов регулирования (по¬
средством .воздейпгаш следящей линии перво¬
го ѵсп.генкя) на сервомоторы регулщіующи-
клапанов блока парораспределения.
Золотник 1 расположен в 'буксе 2 запрес¬
сованной в корпус золотника 7 В буксе зо-
чотника выполнен ряд -камер, .каждая из ко
торых соединена с определенными линиями.
3 камеру Б подводится силовая -вода от -насо¬
сов по ‘сверлению внутри золотника эта во¬
да попадает в камеру Е Камера В соединена
с нижней полостью сервомотора, а камера
п	г верхней камерой. Камеры /1 я і сое¬
динены с дренажем, а камера 3 с линпеи
обпатпой связи сервомотора промпер--
грева В камеру Ж подводится силовая
ВОДОтсечный золотник находится в .равнове¬
сии при равенстве давлений ® следящей ли¬
нии первого усиления, действующей па золот¬
ник снизу, и в линии обратной связи, дейст¬
вующей ііа золотник сверху
При смещении золотника вверх от сред¬
него положения -нижняя полость сервомотора
соединяется с дренажем (с .камерой Г), а в
верхнюю полость сервомотора, соединенную

< камерой Д, подается вода 'высокого давле¬
нья из камеры Е
П-ри смешении золотника .вниз от средне¬
го лото ч.еняя вода из камеры Б попадает
в нижнюю полость сервомотора, а верхняя
полость сервомотора соединяется через каме¬
ру Г с дреяржем.
На золотнике 1 жестко закреплена диаф¬
рагма 4. В верхней крышке 5 установлен ко¬
нус самовыключения 6. В кольцевой зазор
между коіцсом самовыключения п диафраг¬
мой осуществляется слив из линии обратной
связи
Для увеличения быстродействия системы
регулирования конус самовыключения имеет
конусную поверхность только на небольшом
участке движения золотника от -среднего по¬
ложения. При значительных смещениях зо¬
лотника диафрагма перемещается сначала
относительно конусной поверхности, а затем
-относительно цилиндрической. Длина конус¬
ной част I выбрана такой, что золотник сме¬
щается на длину конусной части при сигнале
•около 0,25 неравномерности, а затем переме¬
щается по цилиндрической части на полный
ход без дополнительного увеличения сигнала
(пои условии отсутствия воздействия от об¬
ратной связи сервомотора).
Угол наклона конуса -самовыключения вы¬
бран -из условия смещения золотника на
20 -мм при сигнале в одну неравномерность
(при отсутствии воздействия обратной связи
сервомотора).
Для исключения .механического контакта
вращающегося золотника с верхней -крышкой
-5, приводящего к -износу золотника и жрыіпки
или прекращению -вращения золотника и по-
Я'зчонию -нечувствительности, предусмотрен
«гидравлический упор» золотника. Подвод
рабочей жидкости в камеру обратной связи
выполнен через отверстие в корпусе и в
крышке 15
При ■приближении золотника к верхней
крышке 5 менее чем на 0,2—0,3 мм давление
в камере над золотником повышается за счет
уменьшения слива в трубопровод обратной
связи к сервомотору и золотник продолжает
вращаться, не доходя др механического упо¬
ра (т. е. на гидравлическом упоре).
При приближении золотника к иижиему
механическому упору диафрагма опускается
на 3—4 мм ниже нижнего торца -конуса са¬
мовыключения При этом увеличивается слив
из линии обратной связи, что препятствует
установке зоютника на нижний утор
При ходе золотника на 8 мм -ниже средне¬
го положения -верхняя кромка нижней бочки
открывает подвод силовой воды из камеры
Ж в линию обратной связи золотника серво¬
мотора промперегрева, сообщая золотнику
128
промперегрева дополнительное ускорение, что
обеспечивает повышение бьустродсйс кла¬
панов промперегрева
При проектировании отсечных вращающихся золот¬
ников особое внимание стечѵет обращать на уравнове¬
шенное.! ь радиальных ѵси і (іі, действу ющпх иа золотник
На золотниках турбпт первых выпусков выпотдемы тре¬
нажные окна в буксе с одной стороны золотника^ при
наличии с противоположной стороны буксы г па дкой ио
верміости без увеычелия диаметра.. Это приводило
к несимметричности усилий, появтепию дополнительной
нечувствительности и выработке золоти іка н буксы
'Выработка зологаи-ка тта буксы может приводить
также к уменьшению перестановочных уси-шй «а золот¬
нике, д-опо тлительной подпитке \ прав.іяющих лниий па
рушению настрой!-: і и качания}
Для повышения чувствительности золот¬
ник выполнен вращающимся, что обеспечива¬
ется реакцией струи, вытекающей >из двух
сопл 3 с отверстиями диаметром 2,5 мм На
направляющих бочках выполнены разгрузоч¬
ные кольцевые канавки глубиной 0,5 мм и
высотой 2 мм. Зазоры между буксой и золот¬
ишком выполнены 0,06 и 0,08 мм иа сторону
при диаметре золотника 80 -мм.
Внутреннее отверстие в -конусе самовыклю¬
чения служит для установки указателя пою-
жен-ия золотника в период настройки.
В период настройки и ремонтов необходи¬
мо следить за соблюдением геометрических
размеров установки конуса -самовыключения
относительно диафрагмы при среднем поло¬
жении золотника, -надежным вращением зо¬
лотника [более 16,6-с-' (1000-об/мин)], обес¬
печением работы верхнего и нижнего «гидро¬
упоров», сохранением диаметральных разме¬
ров золотника и буксы
При появлении выработки торцевых .по¬
верхностей золотника и крышек должны
быть восстановлены -размеры хода золотника
за счет «наплавки и последующей проточки
крышек и проточки или замены золотника
Золотник и букса выполнены из нержаве¬
ющей стали 3X13 п термообработаны до твер¬
дости Ш?=380-^410
10.5. ОТСЕЧНЫЙ ЗОЛОТНИК ПРОМПЕРЕГРЕВА
Конструкция -отсечного золотника управ¬
ляющего сервомотором регулирующего клапа¬
на промперегрева подобна конструкции зо¬
лотника главного сервомотора, хотя и отли¬
чается некоторыми особенностями (рис 10.6).
Поршень сервомотора регулирующих кла¬
панов іпромперегрева -напружен усилием пру¬
жин, а также усилием от давления воды. Для
перемещения сервомотора регулирующего
клапапа в камеру В отсечного золотника от
насосов подводится силовая вода.
При смещении золотника / -вверх от сред¬
него положения полость под сервомотором

Рис. 106 Отсечный золотник промперегрева
через «камеру Б соединяется с .камерой В и
давление под поршнем сервомотора повыша¬
ется. При смещении золотника вниз полость
под сервомотором соединяется с дренажем
(камера А) и давление под поршнем серво¬
мотора понижается. Как было указано ранее,
система регулирования и парораспределения
турбины «настроена таким образом, что -при
нагрузках свыше 30% сервомоторы регулиру¬
ющих клапанов промперегрева полностью от¬
крыты. При дальнейшем повышении давления
в линии 1-го усиления для открытия сервомо¬
торов высокого давления отсечные зопотники
промперегрева были бы прижаты к верхне¬
му механическому упору.
Чтобы обеспечить чувствительность золот¬
ника я при нагрузках более 30%, предусмот¬
рены отверстия Г в буксе 2, через которые
силовая вода подводится в линию обратной
связи Отверстия начинают открываться при
смещении золотника -вверх на 5 мм от сред¬
него положения Таким образом, выполнен
гидроупор, который должен обеспечивать от¬
сутствие механического контакта золотника с
верхней крышкой при максимально возмож¬
ном повышении давления в следящей линии
1-го усиления
9—1162
Через отсечный золотник выполнен подвод
воды -из линии защиты к выключателю сер¬
вомотора стопорного клапана промперегрева.
В камеру Г -подводится вода из линии за¬
щиты и через окна в буксе попадает в каме¬
ру под мембраной выключателя стопорного
клапана. При смещении отсечного золотника
на 14 мм вниз от среднего положения это
окно перекрывается и при дальнейшем сме¬
щении зо іонійка еще па 3 мм начинает от¬
крываться окно в буксе, соединяющее (через
камеру Е) полость -над мембраной выключа¬
теля сервомотора стопорного -клапана пром¬
перегрева с дренажем через канал в корпусе
золотника, что приводит -к закрытию сервомо¬
тора стопорного клапана.
Конус самовыключения выполнен анало¬
гично конусу па золотнике главного -серво¬
мотора. Положение конуса относительно диа¬
фрагмы при среднем положении золотппка
изображено на выноске рис. 10.6.
На рабочей бочке золотника выполнены
проточки, по размерам соответствующие вы¬
носке на рис 10.5.
10,6. ДВУСТОРОННИЙ СЕРВОМОТОР ЧАСТИ
ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Перемещение регулирующих клапанов вы¬
сокого давления осуществляется беспружин-
ным, -двусторонним сервомотором, установ-
леппым над распределительным устройством
блока парораспределения (см рис. 8.3)
Движением сервомотора управляет отсеч¬
ный золотник, который соединяет одну из ка¬
мер сервомотора с дренажем, а в другую от¬
крывает подвод из -силовой линии высокого
давления
Поршень сервомотора 38, выполненный
заодно со штоком сервомотора, при переме
щени-и направляется втулкой 35, запрессован¬
ной в корпусе 37, -и «втулкой 39 — в «крышке
41 Ход сервомотора устанавливается за счет
толщины прокладки 40. Шток сервомотора
изготовлен из .нержавеющей стали 3X13 и для
повышения твердости поверхности закален
токами высокой частоты
•На некоторых турбинах в процессе экс¬
плуатации появлялись задиры на поверхности
штока, ухудшающие работу уплотнений. Ос¬
новными причинами появления задиров яв¬
лялись'
недостаточная очистка трубопроводов и
воды после монтажа и ремонта (особенно по¬
падание сварочного грата);
несооаность расточек в направляющих
втулках с расточкой в рубашке 36 при малых
зорах между штоком и втулками;
повышенная твердость втулок по сравне¬
нию с твердостью штока которые на турби-
129

пах первых выпусков изготовлялись из зака¬
ленной стали 3X13.
На модернизированных туроинах втулки
изготовляются из бронзы ОЦС 5-5-5, а зазо¬
ры между штоками и втулками увеличены до
0,2—0,25 «м на диаметр при повышенных
требованиях <к соосности -расточек.
Для уменьшения перетечск из одной каме¬
ры сервомотора в другую поршень сервомото¬
ра уплотнен асбестопроволочной -набивкои
АПР, состоящей из отдельных колец о/
Кольца пабіпжн в специальных пресс-формах обжи¬
маются-усилием 100 кН (9,8 т) при температуре 200—
:’50’С в течение 2 ч для удаления жидких фракции про-
ИІИОЧИЫХ материалов и придания кольцам набивки
я" сткссти «то обеспечивает повышение юлговечпости
Затяжка набивки осуществляется нажимным коль¬
цом 33 и болтами 34, которые -после затяжки стотюрягся
нержавеющей проволокой От равиомер-яои затяжки всех
болтов и правильного -выбора усилия зависит Ра°°Р
уплотнений с достаточной плотностью и допустимой яе-
Гѵвст”чыю4ью, -которая не должна превышать
0 058 МПа (0,6 кіс/см2) по давлению рабочей жидкости
тервомотіе. ЖМЦМІ ЧОИ» ЙГЙ
24,5 Дж (2.5 кге м) с последующим отпуском на и,о
шага резьбы
Для надежной работы уплотнений зазор
между рубашкой -сервомотора и поршнем
(■или -прижимным -кольцом) -не должен .быть
больше 0,5 МіМ. Долговечность работы уплот¬
нений существенно зависит от чистоты -оора-
ботки -поверхности рубашки -и штока, а при
жестком уплотнении — и от соосности движе¬
ния поршня относительно рубашки серво¬
мотора.
іаетоящес время являются фто-
с металлическими пружнякшн-
роп.тастовые уплотт
проходящие оцытно-эксилуатационпую
Обрати
на гидраш
ПОДВИЖПЫ:
установки корщ
штоком сервомотора соединен при помощи
Закрепление конуса в поводке выполнено
допускающим -незначительную несоосность
са обратной связи 43 и штока сервомо¬
тора, которая контролируется по изменению зазора а
при-крайних-по южопня.х сервомотора При сборкесер¬
вомотора должно быть проконтролировано отноѵитсль-
нос положение диафрагмы 44 и начальной точки проф .
ля конченой канавки па конусе обратной связи
лтаглн месг-
муфты 29
жяи вверх пе-
за счет зазора
іичпя сфсричс-
30. упирающегося в сферическую опору
І0.7- БЛОК СЕРВОМОТОРОВ ПРОМПЕРЕГРЕВА
Блок сервомоторов (см. рис. 8.5) состоит
из ДВУХ однородных пружинных серво-моторов:
наружного, связанного с системой защиты
турбины -и приводящего © движение шток тол¬
кателя 7; -внутреннего, связанного с -системой
регулирования и приводящего в движепис
шток клапана 6.
Штоки 6 и 7, одновременно являющиеся
штоками сервомоторов, жестко связаны с
поршнями сервомоторов 14 к 28 Для обеспе¬
чения надежности работы блока клапанов -и
сервомоторов их -конструкция выполнена так,,
что шток клапана 6 и все детали внутреннего
сервомотора -нигде не соприкасаются с непо¬
движными корпу-оными деталями. Таким об¬
разом, заедание внутреннего сервомотора мо¬
жет произойти только .в деталях наружного
сервомотора. В этом случае на закрытие оу~
дут действовать все пружины 23, 25 и 26 на¬
ружного и внутреннего сервомотора, создавая
суммарное усилие.
Заклинивание клапана -может произойти
только -при -одновременном заедании обоих
сервомоторов -и, следовательно, блок клапа¬
нов и сервомоторов по надежности соответст¬
вует .двум независимым клапанам с серво¬
моторами обычного типа.
Наружный сервомотор может иметь толь¬
ко два" положения («открыт» -и «закрыт»).
Управление наружным сервомотором осущест¬
вляется при ио-мощи выключателя 16, анало¬
гичного -по конструкции выключателю серво¬
мотора -стопорного клапана блока парорас¬
пределения высокого давления.
Внутренним сервомотором управляет от¬
сечный золотник иромперегрева, который по¬
дает воду во внутреннюю полость внешнего
сервомотора через сверления в корпусе серво¬
мотора, рубашке 30 и цилиндре 27 поршня
наружного сервомотора.
Внутренний сервомотор -может занимать
любое положение — от полного закрытая до
полного открытия в соответствии с импульса¬
ми от командных органов системы регули¬
рования.
Уплотнение обоих поршней блока -сервомо¬
торов достигается применением уплотнитель¬
ных колец 32 .из асбестопроволочной -набивки
АПР. Затяжка набивки осуществляется -на¬
жимными .кольцами 31 и болтами, которые
после затяжки стопорятся нержавеющей про¬
волокой.
Конус обратной связи 19 внутреннего сер¬
вомотора соединен при -ітомоіц-h замка 18 -и
пальца 24 со сферическими концевыми упо-
рамп, допѵскающими незначительную несоос¬
ность -между осями сервомотора и -конуса об¬
ратной связи, с тарелкой 15, прижимаемой -к
поршню 28 пружиной 26
Сферическая -направляющая втулка 17 до¬
пускает поворот пальца вокруг центра втулки
и его продольное перемещение и 'препятствует
поперечному смещению относительно оси сер-
130

вомотора. Конус выведен через сальник -из
крышки 22 и является местным указателем
положения внутреннего сервомотора, а элек¬
трический датчик, -присоединенный к конусу
через поводок 21, служит для привода -ди¬
станционного указателя положения сервомо¬
тора.
В блоке сервомоторов предусмотрено
устройство 13 для расхаживания наружного
сервомотора вместе с внутренним за счет
прикрытия подвода силовой 'воды к внешне¬
му -сервомотору Из полости -сервомотора пре¬
дусмотрен постоянный дренаж через отвер¬
стие диаметром 4 м-м, из-за которого при
прикрытии шодвода силовой воды под дейст¬
вием всех шести пружин сервомотор закры¬
вается При этом усилие іна внутренний сер¬
вомотор передается через толкатель 5 Рас¬
хаживание может производиться на полный
ход сервомотора.
Положение наружного -сервомотора опре¬
деляется по указателю 29, который в конеч¬
ных положениях сервомотора замыкает элек-
троконтакты микропереключателей, фиксиру¬
ющих положение -сервомотора.
Для увеличения усилия, действующего на
закрытие сервомоторов, на модернизирован¬
ных турбинах установлены дополнительные
пружины 23, воздействующие иа поршень
внутреннего сервомотора, а при застревании
внутреннего штока — на наружный серво¬
мотор.
При сборке сервомоторов необходимо про¬
верять:
первоначальный натяг пружин, которые могут
иметь остагочвую деформацию в 'Процессе эксплуатации.
Допустимое изменение размеров пружин приведено
в табл 10 1. При отклонении размеров сверх допусти
ыых пружины необходимо заменять.
соосность установки -поршней с -расточками в рубаш¬
ке сервомоторов (допустимая несоосность не "более
0,3 мм)
Таблица 10.1
Допустимые значения размеров пружин
Порядковый номер
пружины (начиная
с внутренней)
Свободная длина.
Первоначальный натяг.
1
466І|5
[?+3
—3
523Д15
21 Із
S79+‘|
з
588+’“
ІЙСІіо
4
S3r,±'f
ITO-M0
1а-—10
установку конуса -обратной связи относительно диа¬
фрагмы 20.
При эксплуатации необходимо (проверять печувегви -
тельность сервомоторов н давления под поршнями сер¬
вомоторов зз момент страгивания пз положения «закры¬
то», что может характеризовать предварительное натя¬
жение яружпн и трение зз уплотнениях сервомотора
10.8. РЕГУЛЯТОР ДАВЛЕНИЯ
Система регулирования давления -острого
пара предназначена для поддержания задан-
■ него давления пара перед турбиной.
В системе регулирования турбины преду¬
смотрен исполнительный 'механизм системы —
регулятор давления ('рис. 10.7), который вос¬
принимает импульс от электронного регулято¬
ра и поддерживает давление шара с заданной
степенью -неравномер-ности за счет перемеще¬
ния клапанов турбины.
В буксе 2, запрессованной в корпус 1,
перемещается конус 3. От положения конуса
зависит слив из линии 1-то- усиления и соот¬
ветственно величина открытия клапанов. Для
уменьшения усилия на перемещение конус
выполнен двойным, разгруженным.
Перемещение конуса 'производится элек¬
троприводом, изображенным на рис. 10 3, <о-
то-рый обеспечивает:
дистанционное перемещение .конуса элек¬
тродвигателем 8 (при воздействии электрон¬
ного 'регулятора или обслуживающего персо¬
нала -со щита управления);
перемещение конуса вручную (по месту)
при помощи маховика 6 (рис. 10 7) При ра¬
боте от электродвигателя маховик в должен
быть выдвинут от себя до упора (на рисунке
Рис. 107 Регулятор дгв.теішя
9*
131

.вправо) Вращение червяка 5 (<см. рис. 10.3),
соединенного с валом двигателя через кулач¬
ковую муфту, передастся червячному колесу
6 с которым жестко соединен диск /. в па¬
зы диска входят зубья кулачкового диска ,
соединенного с маховиком, .который через
шпонку 2 вращает червяк 8 и червячное ко¬
лесо 10 (рис. 10.7). Его вращение •приводит
к поступательному перемещению конуса, ко¬
торый от вращательного движения удержива¬
ется своей верхней прямоугольной частью и
соответствующим прямоугольным отверстием
в крышке 11-	о / ,
При работе «по месту» маховик о (см.
рис 10.3) должен быть выведен к себе до
упора, что приводит к расцеплению дисков
4 я 7.
Положение маховика 3 фиксируется ша¬
риком 1. Вращение маховика -в этом положе¬
нии приводит через валик с червяком 8 к
вращению червячного колеса 10 (см рис
10 7) и поступательному перемещению кону¬
са 3
Для отключения электродвигателя ® край¬
них положениях перемещения конуса преду¬
смотрен блок конечных выключателей 12
Установка положения наконечников произ¬
водится при настройке регулирования
Верхний наконечник должен отключать
двигатель при давлении в линии 1-го усиле¬
ния, превышающем на 0,19 МПа (2 кгс/см)
давление, соответствующее полной нагрузке
при положении буксы регулятора скорости на
«прибавить» до отказа. Н-ижний наконеч¬
ник— в положении закрытых клапанов при
том же положении буксы.
Для уменьшения трения и механической
выработки в тело червячного колеса 10 и в
крышку 13 запрессованы кольца 14 из не¬
ржавеющей зажаленной стали.
При эксплуатации .необходимо -периодиче¬
ски заполнять корпус вертикального редукто
ра турбинным маслом. Заполнение произво¬
дится через пробку 7 Уровень заполнения
контролируется по наличию масла в отвер¬
стии под пробкѵ 5 Подшипники червяка вер¬
тикального редуктора дополнительно должны
смазыраться через масленку 9.
10.9. ЭЛЕКТРОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ
Э тектрогидравлический преобразователь
(рис. 10.8) с блоком релейной форсировки
(БРФ) предназначен для увеличения быстро
действия и приемистости системы регулиро¬
вания при отключении генератора от сети и
в переходных режимах энергосистем путем
подачи дополнительных импульсов в систему
регулирования турбины.
132
Рис. 10.8. Электрогидравлический преобразователь
— упор: 2-золотник. 3 — вставка, 4-сопло; «-Упор, <
		—. ѵ ......топи- Л — камбпаиа. 9 — шток; 10 обмо
ль; о — мемирьиа,	~

мембрана, К —гнездо; 13 — гайка, 14 — пру
б —шайба установочвея; П —пружина Іо —
иг 20 — сопло; 21 —диафрагма; 22 —з-лі
мембрана.
ник; 23 — упор.
Отличительной особенностью эдектрогид-
равлического преобразователя для водяных
систем регулирования является необходи¬
мость сочетания высокого быстродействия,
устойчивости и надежности в работе с боль¬
шим коэффициентом усиления. Это связано с
тем, что -известные в настоящее время элек¬
тромеханические преобразователи, применяе¬
мые в -турбостроении, имеют^ изменение вы¬
ходного усилия не более 14,7 Н (1,5 кг)^ в
пределах неравномерности, а имеющийся
опыт эксплуатации золотниковых гидравли¬
ческих .регуляторов с рабочим телом — -водой
свидетельствует о необходимости изменения
усилия в исполнительном звене гидравличе-

ского усилителя в пределах неравномерности
на величину не менее 1470 Н (150 кг).
Для получения требуемых свойств гидрав¬
лическая часть ЭПГ івыполаена как двухсту¬
пенчатый гидроусилитель с механической об¬
ратной связью на вход 1-й ступени усиления.
Входным сигналом является изменение уси¬
лия ва^ штоке 9 при изменении тока в управ¬
ляющей обмотке 10 ЭМП; выходным — пере¬
мещение золотника 2, управляющего парал¬
лельно с другими регуляторами системы
регулирования (скорости, давления пара перед
турбиной) давлением в линии 1-го усиления
и, следовательно, перемещением клапанов тур¬
бины.
При изменении тока ® управляющей об¬
мотке 10 происходит пропорциональное
перемещение штока 9 на величину, определяе¬
мую жесткостями пружин 14, 17 и центриру¬
ющих мембран 8, 11, 18. Отбойная пластина
19 изменяет слив в дренаж из сопла 20 и
величину давления -в камере А-. Золотник 22,
находящийся =в равновесии под действием си¬
лового давления в камере А и давления в ка¬
мере Б, смещается, восстанавливая давление
■в камере А Таким образом, золотпик 22
«следит» за перемещением штока 9. Золотник
22 является отсечным для золотника 2 и из¬
меняет давление в -камере В; ■напруженае зо¬
лотника сверху (камера Г) производится
давлением воды -из силовой линии. Переме¬
щение золотника 2 через рычаг 6 перелается
пружине 17 п происходит до тех пор, пока
шток 15 -и золотник 22 ие вернутся в «сред¬
нее» -положение.
В статике изменение усилия на шток 9
при изменении -тока в управляющей .катушке
10 компенсируется изменением натяга пружи¬
ны 17 при 'перемещении золотника 2. Измене¬
ние усилия на шток 15 и .перемещение золот¬
ника 2 может производиться дополнительно
при настройке изменением натяга пружины
14 специальной гайкой 18
Для обеспечения высокой чувствительно¬
сти ЭГП золотники выполнены вращающими¬
ся. При этом для привода перемещения рыча¬
га 6 от золотника 2 использована гидравли¬
ческая подушка, -образованная за счет выпол¬
нения диафрагмы 4 св золотнике и «подвода
силового давления к ней. Давление в подуш¬
ке определяется зазором между золотником
и упором 5 -на рычаге 6, который при -пере¬
мещении золотника изменяется -на незначи¬
тельную «чину и учитывается в (расчете
Подвод воды ® камеру А осуществлен че¬
рез специальную дифрагму 21, состоящую из
набора пластин с отверстиями, что обеспечи¬
вает требуемый -небольшой расход в камеру
А при значительных отверстиях в пластинах.
Передача усилия от рычага 6 к пружинам
и к штоку производится через установочные
шайбы 16 с выступами, расположенными во
взаимно перпендикулярных плоскостях, за
счет «которых значительно уменьшаются воз¬
можные перекашивающие усилия от пружин
■и обеспечивается высокая чувствительность
электрогидра в л ического преобразователя.
При сборке ЭГП должно быть обеспечено
(при отсутствии тока в управляющей катуш¬
ке ЭМП) горизонтальное положение рычага
обратной связи и наличие требуемых зазоров
между золотником 22 и штоком 15, а также
золотником 2 и упором 5. Зазор 0,25—0,35 мм
между золотником 22 и штоком 15 устанавли¬
вается за счет изменения диаметров отвер¬
стий в шайбах 21. Для проверки зазора не¬
обходимо.
-ввернуть упор 28 до касания с золотни¬
ком 22;
зафиксировать положение штока 9 при
помощи индикатора, устанавливаемого в
нездо 12 -под верхней крышкой ЭМП;
•сместить .шток 15 до упрра в золотник
подачей тока на управляющую катушку ЭМП
(или вручную), предварительно перекрыв по¬
дачу силовой воды к ЭГП, аі зафиксировать
показания индикатора. Разность показаний
индикатора определяет величину зазора
Зазор -между золотником 2 и у лором 5
контролируется по смещению указателя 7 пос¬
ле подачи воды к ЭГП (при отсутствии пода¬
чи воды ж ЭГП предварительно фиксируется
при помощи упора 1 положение золотника 2
прп горизонтальном положении рычага 6)
Расчетный зазор 0,-3—0,4 імм.
При подключении к ЭГП только БРф без
воздействий от энергосистемной автоматики
при .настройке ЭГП отсечный золотник 2 уста¬
навливается с лерекрышей 1 =мм по сливным
окнам из линии первого усиления -во .вставках
8. При -подключении энергосистемной автома¬
тики перекрыта может быть изменена.
При работе турбины должно контролиро¬
ваться положение золотника 2 .и давленіи* .в
камерах А, В
В (процессе эксплуатации (периодически
должна проводиться проверка состояния
перед каждым пуском — проверка расха¬
живания ЭГП путем перемещения штока ЭМП
и (контроля перемещения и стабильности -по¬
ложения золотника 2 после 'возвращения што¬
ка $ в исходное (среднее) положение,-
перед каждым пуском — проверка работы
БРФ и ЭГП подачей сигнала на БРФ на за¬
крытие «клапанов;
после монтажа, капитального ремонта или
работ, связанных с разборкой ЭГП, — провер¬
ка характеристики .нсчу-вствцтельностн, кото-
133

пая не должна превышать 1,5% и дополнн-
?еть-но стабильности положения золотников
Э1П при -изменении силового давления вод
в пределах 1,37-2,16 МПа (14-22 .кгс/см )-
При проведении текущих ремонтов долж¬
но проверяться состояние трушихся поверх®)-
ётей золёгни.™, букс, шарниров, укоров и
СОПЛ.
,,чг>-г..тггкт\д за счет
по верхнему и
5 мм клапан /2
го механизма автомата безотасноста ™“Жа-
ющего давление в чини,.	"
допустимом повышении частоты ЗР«™ ’
тора турбины, либо перемещения вніж ьла
МНКлапан 12 выполнен разгруженным
равных диаметров посадки по	-
нижнему посадочным местам -клапыіа на
„іо IS.
„ерХ^ХёТкаёер; В подагр ли
іга управления и открывает слив и > ыюери
в дренаж Ж. Для разгрузки клапана 12 от
давления на гшжгшй его торец камера зеое
•даі»—»
И способствует более быстрому повышеніи
давления в імере Е. чем . «мерах А Б м В
.. ягтятичсскоімѵ прижатию клапана И к в ту.
ім ISТ т еР к взведению защитного
УСІЁ™?аван 12. так „ клапан 14лир»торда
батывании защитного устройства в С1°Р°Н>
заипытия -клапанов турбины двигаются ів на
ОТ посадочных мест, чем осилен,-
■вается повышенная надежность их срабат
™,я после длительного неподвижного стоя-
. X но“нению о золотшковыми уетроп-
' ™в »аотгаіковых устройствах наличие обли¬
терации и заносов зазоров между золотника
ѵтка которой производится менее качествен
іо чёё іла в замкнутом контуре маело-
<Ваупрё™енио движением клапапа 12 осщ
ществляется штоком злектромапшгга через
-соединительную муфту я палец
івѵющий уменьшению закли-шіваіния и,го1;а
Еагана 12 в 'направляющей при наличии не-
“оХтн между осью клапана ■„ электрома,-
IiU'якорь электромагнита 9 удерживается в
«р«еі колонХн
необходимое усилие 98 Н (іи кг) Д. я
печения плотности прилегания клапана
"^ПріГнодаче напряжения ла K0TJ™^'“ш
преміи,па 10 либо при ручном воздо.кто
,к кнопку 1 якорь перемещается нгаіз, от,
мая прѵжнлу 2 Избыточное усилие электро_
Хіта по сравнению с усилием .пружины 2
^'шары7? перемешаются от оси магнита в
протоку на щ'І.ке 5,
Сможет быть ”^с?ь“ёХ“иПяРіарі к'осн электро-
10.10. ЗАЩИТНОЕ УСТРОЙСТВО	I
Защитное устройство предназначено для і
быстоЗі осгаижи турбины вшл™“м<™ лѵ. '
стопорные к регулирующие К'м”Ху.ст„мом
чае спабатывания защит при нед.опу ,
повышении частоты крашения ротора «ли при
водайствии обслуживающего персонала да.-
СТа,На Турбине ТзОО-240 используется за-
щитное 'устройство беззочот.ншшвого тот
hie 10 9) В 'корпус П запрессованъ, втул¬
ки 15, 16,'образующие с корпусом камеры'
Б, В, Г, Д, соединенные с «дат 1« »«
юга ЛИНИЯМ! защиты (£, В) ы дренажеу
от Я) Из камеры А выполнены два канала
/■на 2с 1Э9 не Сказаны), выходящие в пло-
'КОСТИ перпендикулярной разрезу -на іеРг
іе. к клапану 14 аналогично выходам камер
' Общение камер	В	сщ,е=і3а-
вт-ент от положения клапана н. пр
положении клапана камеры	м
ТПРНЫ с препажпыми .камерами. г^*“—" ’
удерживается в нижнем положении давлени-
С''' Ппи^сішжении давления ® 'камере Е до ве-
ЧІІЧЗІНЫ При которой усилие, действующее на
клаган’исверху, становится меньше
іеГгтвѵюшего на клапан снизу (о* давления
І -амепах А Б .и В), клапан поднимается,
ірі этом открывается также слив нз камеры
йі камеру Г,что способствует W«4®
жечию давления в камере В, т. с. осущест¬
вляется положительная обратная связь ме
ду перемещением клапана и давлением
МЧС«щем.е клапана вверх вызывает одно-
вроменіо падение даплеинй в 'камерах А Е «
В за счет сообщения их -с дренажем и соот
;ет?твХ закрытие стопорных <и регулирую-
Щ,,ЙЛ“2а№&Лне.,бурТ И, который
обеспечивает разделение потоков из камор
л Б в (с большим давлением) и тітокая
кямепы Е (с меньшим давлением) -при ѵраоа-
•іывании клапана, чем убыстряется процесс
его движения.
Снижение давления ® камере
„едоттёі либо срабатывания исполнительно¬

Рис. 109 Защитное устройство
7 — гпѵжкиа S — микропереключатель; 4 — прѵжина. 5 — втулка
катІіікг, И — палец, /2 —кланах. /3 —седло, И —клапан.
•маінита и фиксирует якорь ® нижнем поло¬
жении.
При подъеме защелки 6 вручную либо ди¬
станционно путем подачи напряжения на об¬
мотку 8 шары 7 получают возможность пере¬
меститься к оси электромагнита. При этом
пружина 2 поднимет якорь 9 и щтрк клапа¬
на 12.
Пружина 4 посгояиіио стремится опустить
защелку .вниз, препятствуя •самопроизвольно¬
му взведению защитного устройства.
Для сигнализации о -срабатывании защит¬
ного устройства установлен микропереключа¬
тель 3
Прп сборке защитного устройства необхо¬
димо -контролировать одновременность приле¬
гания "Кромок клапана 12 к посадочным ■ме¬
стам седла 13 и плотность клапана 14 в -ниж¬
нем положении, отсутствие заеданий >в элек¬
тромагните л отсутствие выработки во втул¬
ке 5 от действия шаров 7.
10.fi. МЕХАНИЧЕСКИЙ АВТОМАТ БЕЗОПАСНОСТИ
В качестве предохранительного выклюпа-
теля, предохраняющего турбину от чрезмер¬
ного повышения частоты вращения ротора,
применен неустойчивый регулятор: сдвоенный
механический автомат безопасности кольцево¬
го типа (изображенный іча рис. 1010 и на
ряс 10.1 поз. 15)
Вал 3 (рис. 10.10), на котором смонтиро¬
ваны автоматы безопасности, приболчен к ро¬
тору высокого давления.
Движение стального кольца 4 направляет¬
ся нейтральным штифтом 5, -который .проходит
через поперечную расточку вала. В этой рас¬
точке расположена пружина 6, которая при¬
жимает кольцо к вату таким образом, что
внешняя цилиндрическая расточка -ко.дьца
оказывается соосной с валом турбит .
Внутренняя расточка кольца выполнена
эксцентрично -с внешней. Центр тяжести
кольца смещен от оси -вращения ротора в сто¬
рону возможного перемещения кольца. Экс¬
центриситет центра тяжести, масса кольца и
пружины рассчитаны так, -что -при_повышеніш
частоты вращения ротора до 55,5—56 с-1
(-3-3-30—3360 об/м) центробежные силы пре¬
одолевают первоначальное натяжение пружи¬
ны и кольцо -смещается по радиусу на 8 та.
При этом внешняя поверхность "кольца стано¬
вится эксцентричной к оси ротора турбины,
что вызывает удар жолыіа по рычагу испол¬
нительного .механизма автомата безопасности
и приводит к закрытию стопорных и регули¬
рующих клапанов Обратное перемещение
.кольца происходит при снижении частоты
(Вращения ротора до 50,8—51,2 с-1 (3050—
-3070 об/мин) [7]
Для проверки срабатывания кольца без
повышения частоты вращения ротора в каж¬
дом -кольце предусмотрены углубления (каме¬
ры В), в которые может бытъ подано масло
азо время работы -при (нормальной частоте вра¬
щения ротора. При этом эксцентричная мас¬
са "возрастает и -кольцо срабатывает без по¬
вышения частоты вращения После прекра¬
щения -подачи масла к -кольцу оставшееся =в
волостях кольца аіасло вытекает через спе¬
циальные отверстия -и кольцо воздействием
пружины возвращается в -исходное положение.
Настройка регулятора пронз-водится вра¬
щение валика 5 (в результате чего -меняется
(цатяжсиие пружины 6) и регулировочным
135

Pic ’CIO Механический автомат безопасности
?ан.~ 2 —втутка, -3 —вал; 4 —кольцо; 5 —валик. 6 — apj-
ВИНТО.М 1, изменяющим -положение центра тя¬
жести кольца.
Один оборот валика 5 изменяет .настройку
срабатывания автомата приблизительно ца
2 с-1 (120 об/мин), одни оборот винта 1— на
0,08 с-1 (5 -об/мин).
На модернизированных турбинах для
уменьшения электрокоірірози'и, возникающей
на поверхности валика 5 ® местах -контакта
с направляющими, запрессованы втулки 2 и
7, выполненные из фторопласта. Зазор .меж¬
ду валиком и втулками 0,15—0,2 мм на
диаметр.
Для уменьшения возможной поводки фторопласто¬
вых втулоь при повышении температуры масла необхо¬
димо перед лзготовлением втулок фторопласт выдер¬
жать в кипящей соде в течение 2 ч.
Стабильность настройки срабатывания колец авто¬
мата безопасности после -разборки обеспечивается со¬
хранением положении регулировочного винта 1, натяже¬
нием -пружины и неизменностью установки положения
пружины относительно собственной оси, влияющей на
срабатывание из за весимметри -расположения масс
на поджатых витках пружины.
ІОЛХ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЙ МЕХАНИЗМ АВТОМАТА
БЕЗОПАСНОСТИ
Исполнительный механизм автомата безо¬
пасности служит ДЛЯ преобразования (механи¬
ческого импульса автомата безопасности в
гидравлический импульс, воздействующий на
положение клапанов защитных устройств и,
следовательно, на закрытие регулирующих и
стопорных клапанов турбины. Исполнитель¬
ный механизм также служит для раздельно
го опробования колец автомата иезопасности
маслом под нагрузкой без повышения часто¬
ты вращения ротора.
Основными элементами исполнительного
механизма (ірис. 10.11) являются поворотный
■переключающий золотник (состоящий -из зо¬
лотника 17 и золотника 20) -и два сливных
исполнительных клапана 9 (№ 1 в 2), нахо¬
дящихся -под воздействием колец автомата
безопасности. (Для наглядности па рис 10 И
изображен только клапан № 1, который сов¬
мещен в .плоскости чертежа с поворотным зо¬
лотником).
Силовая вода через .камеру Б поворотного
золотника 17 подводится к управляющим ка¬
мерам защитных устройств. При среднем по¬
ложении поворотного золотника камера b
.соединена с -камерами А, вторые отделены
от .дренажа кромками клапана 9, прижатыми
к седлу Ю.
Клапаны № 1 и 2 (см. поз. 9) выполнены
двухседельчатыми для разірузки пх от дав¬
ления в камере А. Клапаны и связанные с
ними штоки 3 и 11 удерживаются в верхнем
положении упорами на рычагах 2 попадаю¬
щими в заглубления на штоках 3. Рычаги
прижимаются к штокам пружинами 1
При повышении частоты .вращения ротора
турбины «а 11—12% сверх .номинального
кольцо автомата безопасности ударяет по ры¬
чагу 2 клапана № 1 или 2. При этом .рычаг,
поворачиваясь вокруг оси, .освобождает шток
3 .и шток под действием пружины 5 переме¬
щается вниз .вместе с клапаном 9, открыва¬
ющим слив из управляющей линии защитных
устройств.
Клапан 9 связан со штоком 8 не жестко,
а посредством .пружины 7 для возможности
одновременного прижатия в вертикальном на¬
правлении клапана 9 -к своему седлу Ю и за¬
глубления штока 3 к упору .рычага 2.
Срабатывание любого \из клапанов (№ 1
или 2) приводит к закрытию стопорных и ре¬
гулирующих клапанов турбины.
Взведение исполнительного механизма ав¬
томата безопасности осуществляется силовым
маслом, подаваемым -в камеру В под пор¬
шень 4, который перемещает шток 3 вверх,
сжимая іюѵжины. Масло подводится в каме-
Подача масла для опробования колен ав¬
томата безопасности производится с помощью
исполнительного механизма автомата безопас¬
ности через камеры А и Б (ем. рис. 10 1) и
сверления в роторе.
Для уменьшения небаланса ротора, созда¬
ющегося при .выбивании колец, кольца раз¬
вернуты относительно друг друга на 180°
поворота ротора турбины.
При монтаже и эксплуатации необходимо обращать
внимание на отсутствие посторонних потоков масла, ко¬
торые могут попасть в камеры колец и привести к само¬
произвольному срабатыванию автоматов белпасностибсз
повышения частоты вращения ротора

ж-ж
Риг 1011 Исполнительный
3 камеру А /(защитным
клапана №2 ус/проистоам
механизм автомата безо¬
пасности
ру В от золотинка взведения, жот-орый смон¬
тирован на корпусе .регулятора скорости. Прч
всех положениях золотника ‘взведения, кроме
положения «Взведение», ■камера В соединена
с дренажем, что исключает подпор под порш¬
нем 4.
Для возможности раздельного опробова¬
ния колец механического автомата безопасно¬
сти >и ■исполнительных сливных клапанов 9
при работе турбины под нагрузкой и номи¬
нальной частоте вращения ротора служат
поворотные переключающие золотин 17
и 20.
При (повороте золотника 17 при помощи
рукоятки 16 поворачивается и золотник 20,
соединенный с ашм крестовой шпонкой 18
При этом -в камеру Г подводится масло от
масляного інасоса, -которое по каналам в зо¬
лотнике поступает в камеру В.
При повороте золотника -на 70° от средне¬
го положения (см. сечение ЕЕ) силовое мас¬
ло через окна в буксе 19 подастся на одно из
колец автомата безопасности (АБ) для его
.испытания. При этом золотник 17 перекрыва¬
ет подводы из линии управления защитных
устройств к клапану № 1 или 2 опробуемого
кольца, -что обеспечивает несрабатывание за¬
щитных устройств при .срабатывании -клапана
исполнительного 'механизма. Второе кольцо .и
его клапан находятся =в это -время в рабочем
состоянии, обеспечивая защиту турбины.
Для взведения клапана 9 после опробова¬
ния необходимо установить поворотный золот¬
ник в положение «Вз-ведеиие» (40° от сред¬
него -положения), при котором масло подает¬
ся из камеры Г через камеру Д в камеру В
под поршепь 4 на взведение испытанного кла¬
пана, а дренаж из камеры В 'через золотник
взведения перекрывается зодонником 20
Поворот рукоятки 16 на 70° и 40° .в проти¬
воположную сторону приводит к опробованию
взведения второго кольца и клапана при
работе турбины под нагрузкой.
Таким образом, поворотный переключаю¬
щий золотник может находиться в 5 поло
жениях.
рабочее (среднее положение);
взведение 1-го кольца (поворот вправо
на 40°),
опробование 1-го кольца (поворот вправо
на 70°);
взведение 2-го ьца (поворот .влево
на 40°);
опробование 2-го кольца (поворот влево
на 70°)
Для уменьшения трения на поворотном
золотнике, увеличивающегося из-за неуравно¬
вешенности золотника при повороте для от¬
ключения ■исполнительных клапанов, на мо¬
дернизированных турбинах вместо прсдусмот-
ІЗТ

рсн-ных .ранее разгрузочных карманов уста¬
новлены подшипники 'качения 15
На верхней крышке исполнительного ме¬
ханизма смонтированы местные и дистанцион¬
ные указатели 13 срабатывания клапанов ис¬
полнительного механизма.
Разделение масляных и водяных камер выполнено
на турбинах первых выпусков при помощи набивка. под¬
жимаемой гаііками, что ставило надежность .срабатыва¬
ния клапанов s зависимость от затяжки пабивкіг.
Па модернизированных турбинах иабпвка заменена
на упзотаение при помощи резиновых уплотнительных
колец 14 (апа зог’пчно изображенному уплотнению аозо-
ротного золотника), епециачьнан затяжка которых не
требовалась Однако в связи с «появлением в процессе
длительной эксплуатации нечузс гвителыіостп в манже¬
тах из за залипания резины к ш-окам конструкция была
изменена на уплотнения при помощи резиновых спзьфо-
Для обеспечения четкого •поворота пере¬
ключающего. золотника на определенный угол
(40° о-г 70°) .предусмотрена 'установка ограни¬
чительного кожуха 12 с направляющими про¬
фильными пазами, фиксирующими положение
рукоятки 16 в указанных положениях, кото¬
рые необходимо проверять после разборки,
монтажа п ремонта.
«ЛЭ. ЗОЛОТНИК ВЗВЕДЕНИЯ
Золотник взведен-ия (ряс. 10.12) предна¬
значен для одновременного взведения клапа¬
нов жпотнитсльного .механизма автомата
безопасности.
Золотник 3 соединен крестовой шпонкой 1
с золотником разгонного устройства регуля¬
тора скорости и поворачивается ів буксе 4 ру¬
кояткой разгонного устройства.
При .среднем положении рукоятки разгон¬
ного устройства золотник перекрывает подвод
масла к исполнительному механизму автомата
безопасности (ИМАБ) и связывает камеры
взведения 'исполнительного механизма с дре¬
нажем.
При повороте рукоятки разгонною устрой¬
ства в положение «Взведение ИМАБ» линия
■взведения исполнительного -механизма соеди¬
няется с подводом масла л отсоединяется от
дренажа.
При повороте рукоятки разгонного устрой¬
ства в положение «Разюн турбины» камеры
взведения остаются соединенными с дрена¬
жем и давление ів них не препятствует сраба¬
тыванию исполнительного 'механизма автома¬
тов безопасности.
Присоединение золотника взведения к ру¬
коятке разгонного устройства позволяет всю
операцию разгона из положения холостого хо¬
да до срабатывания автоматов 'безопасности
и восстановление оборотов после опробова¬
ния до положения холостого хода выполнитъ
одной рукояткой разгона, что исключает воз¬
можные ошибки персонала при испытаниях
автоматов ’безопасности и системы защиты
разгоном ротора турбогенератора.
Золотник взведения установлен в буксе 4,
на наружной поверхности которой -в районе
дренажного отвода -выполнен продольный
дренажный канал, разгружающий золотник
от неуравновешенных осевых усилий. Букса
фиксируется от проворачивания стопорным
винтом 5, который установлен в крышке кор¬
пуса и входит в паз буксы
Па модернизированных турбинах золотник
разгонного устройства и золотник взведения
устанавливаются на подшипниках качения.
Разделение камер регулятора скорости
(с .водой) .и камер золотника взведения
(с імаслом) выполнено за счет -установки двух
резиновых колец 2
10.14.	СЕРВОМОТОР И ВЫКЛЮЧАЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО
СТОПОРНОГО КЛАПАНА ЧАСТИ ВЫСОКОГО
ДАВЛЕНИЯ
Управление стопорным клапаном осущест¬
вляется односторонним пружинным сервомото¬
ром (рис. 8.3)
Силовая вода ют .насоса подводится к 'сер¬
вомотору через диафрагму диаметром при¬
близительно 7 мм. Слив из сервомотора осу¬
ществляется через беззолотниковое выключа¬
ющее устройство (выключатель стопорного
клапана) 46.
Поршень сервомотора стопорного клапана
49 уплотнен асбестопроволочяой набивкой 32.
Затяжка набивки осуществляется -нажимным
кольцом 33 и болтами.
Усилие на закрытие стопорного 'клапана
создастся неуравновешенным, паровым усили¬
ем 'ла шток клапана -и двумя пружинами,
первоначальный натяг (которых (60=6 мм для
•наружной пружины и 55±6 мм для внутрен¬
ней) устанавливается за счет толщины ди¬
станционных колец 51.

Для -периодического расхаживания сто¬
порного клапана предусмотрен специаль¬
ный вентиль 47. При открытии вентиля по¬
лость над тюршнем 49 соединяется с дрена¬
жем через 12 отверстии диаметром 2 мм в ру¬
башке 48, давление над поршнем снижа¬
ется и сервомотор перемещается -вверх до
тех пор, пока -набивка ,не .перекрывает эти
отверстия, расположенные, примерно, на
’/й хода сервомотора от положения полного
■открытия стопорного клапана
Расхаживающий 'вентиль (поз. 47 на
рис 8.3) изображен .на рис. 10.13, поз 3. По¬
ложение сервомотора фиксируется по указа¬
телю 45, который выведен через уплотнения
в днище распредустройства и псрсмещасг
два конечных .выключателя, воздействующих
на автоматику блока, связанную с положе¬
нием стопорных -клапанов.
В ьгключа ющее устройство — беззолотиино¬
вого типа. Клапан 1 выключателя в своем
нижнем iiojioz.kchhm опирается на седло 2, ко¬
торое выполнено в виде двух .концентрично
расположенных цилиндров. Внутренний ци¬
линдр отделяет верхнюю полость сервомото¬
ра (камера Б) от дренажного трубопровода
и нижней (дренажной) полости сервомотора.
Внешний цилиндр отделяет камеру А от дре¬
нажа.
В нижнем положении клапан удерживает¬
ся давлением жидкости в камере А, завися¬
щим от давления в коллекторе линии защи¬
ты Между камерой А и линией зашиты
установлена диафрагма 0 8 мм. При паде¬
нии давления в линии зашиты из-за сраба¬
тывания клапанов защитных устройств усилие,
действующее иа .клапан 1 сверху, становится
меньше усилия, действующего на клапан 1
снизу из камеры Б лад -поршнем 'сервомо¬
тора.
Отношение площади клапана, па которую
действует усилие сверху из линии защиты,
к 'площади снизу, па которую действует давле¬
ние в камере сервомотора, равно 3: 1, что
обеспечивает срабатывание клапана при па¬
дении давления лад клапаном до величины,
в 3 раза меньшей, чем давление в сервомо¬
торе.
При отрыве клапана от нижнего упора
открывается дополнительный слив из камеры
А над кла-паном, что обеспечивает быстрое
перемещение клапана до верхнего положения
и убыстряет закрытие стопорного клапана.
Таким образом осуществляется положитель¬
ная обратная связь между давлением над
клапаном 1 и его (перемещением, что способ¬
ствует повышению быстродействия защиты.
На клапане выполнен конусный бурт, предот¬
вращающий попадание жидкости из камеры
сервомотора при подъеме клапана в камеру
уЧжрпД
Рис. 10 13 Выкдао’іаюпгес устройство.
1 — клапан; 2 — іедло.
над клапаном, что способствует также .повы¬
шению быстродействия срабатывания выклю¬
чателя.
По сравнению с золотниковыми выключа¬
телями стопорных клапанов, которые -были в
системе защиты до модернизации, бевзолот-
никовые выключатели (и беззолотниковая .си¬
стема защиты в целом) обладают существен¬
ными преимуществами. Основными из них
являются:
отсутствие в основных элементах защиты
золотниковых пар -с трением, которые заме¬
нены устройствами клапанного типа с высо¬
кой степенью 'Надежности, нс требующими 'пе¬
риодического расхаживания;
положительная обратная -связь тіа беззо-
лотаіиковых устройствах, повышающая .их бы¬
стродействие по сравнению с золотниковыми;
возможность значительного уменьшения
диаметров трубопроводов системы защиты
-из-за отсутствия вытеснения всей жидкости,
находящейся -над клапаном выключателя -в
момент срабатывания, по длинным трубопро¬
водам между -сервомоторами и защитными
устройствами, расположенными на опоре пе¬
реднего подшипника, уменьшения количества
растворенного -в жидкости воздуха, что обес¬
печивает уменьшение запаздывания;
уменьшение расхода воды в системе из-за
исключения утечек по зазорам золотниковых
пар.
При монтаже сервомотора особое внима¬
ние должно быть обращено на первоначаль¬
ное натяжение пружин, отсутствие -нечувстви¬
тельности, плотность набивки и плотность
прилегания клапана 1 (рис. 10.13).
139

Нечувствительность сервомотора не долж¬
на превышать 0,049 МПа (0,5 кгс/см2) по
давлению воды над поршнем .сервомотора.
Плотность набивки и прилегания клапана 1 к
поверхности седла 2 определяется по перепа¬
ду давления на диафрагме, устанавливаемой
на подводе силовой воды к сервомотору. Пере¬
пад давления не должен ‘превышать 0,29
(3 кгс/см2) при диафрагме диаметром 7 мм.
Выключающее устройство блока клапанов
промперегрева по конструкции аналогично
выключающему устройству стопорного клапа¬
на части .высокого давления.
10.15.	РАСХАЖИВАЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО
Расхаживающее устройство предназначе¬
но для перемещения клапанов блоков паро¬
распределения и предотвращения заеданий
штоков клапанов и сервомоторов в направля¬
ющих втулках. Расхаживающее устройство
обеспечивает определенную последователь¬
ность закрытия и открытия клапанов и неиз¬
менность нагрузки турбоагрегата во время
расхаживания, которое производится пример¬
но при нагрузке 200 МВт.
При расхаживании закрываются сначала
регулирующие клапаны блока .парораспреде¬
ления до полного закрытия, затем стопорный
клапан этого блока. Открытие клапанов про¬
исходит в обратной последовательности.
Благодаря действию регулятора давления
острого пара, стремящегося поддержать дав¬
ление пара перед турбиной неизменным, при¬
крытие регулирующих клапанов одного блока
парораспределения компенсируется автомати¬
ческим открытием клапанов второго блока,
С
Рис. 10 14 Расхаживающее устройство
что обеспечивает неизменность нагрузки в пе¬
риод расхаживания
Расхаживающее устройство (рис. 10.14)
выполнено в виде золотника 4, перемещаемо¬
го в буксе 3 при помощи маховика 1. Общий
ход золотинка 32 мм. В камеру Б расхажива¬
ющего устройства подается вода из линии
защиты, которая через окна в буксе между
бочками золотника направляется к выключа¬
телю сервомотора стопорного клапана блока
парораспределения В камеру В подводится
силовая вода высокого давления Через окна
в буьсе силовая вода попадает в камеру Г и
осуществляет питание линии ускорителя кла¬
пана промперегрева (см рис. 10 6, камера Е)
Камера А соединена с линией обратной связи
главного сервомотора.
Вращением маховика расхаживающего
устройства -в направлении расхаживания зо¬
лотник 4 перемещается вниз.
После перекрытия подвода силовой воды,
в линию ускорителя клапана промперегрева
открывается подвод воды в линию обратной
связи сервомотора регулирующих клапанов,,
что вызывает закрытие регулирующих клапа¬
нов высокого давления. При этом смещение
отсечного золотника до упора вниз не приво¬
дит из-за отключения подвода силовой воды
на ускоритель к закрытию- клапана промпере¬
грева
Дальнейшее перемещение золотника расха¬
живающего устройства вызывает перекрытие
подвода воды из линии защиты к выключате¬
лю стопорного клапана, полость над клапаном
выключателя соединяется с дренажем, вслед¬
ствие чего закрывается стопорный клапан.
На кромках средней бочки золотника вы¬
полнены четыре запила прямоугольной формы
для .изменения расхода в линию обратной свя¬
зи и плавного закрытая клапанов.
Соединения золотника 4 со штоком махо¬
вика выполнено при помощи гайки 2, от на¬
дежности стопорения которой зависит совме¬
стное перемещение золотника и маховика и,
следовательно, надежность работы расхажи¬
вающего устройства.
При проверке расхаживающего устройства
необходим контроль за соблюдением четкой
последовательности закрытия клапанов, а так¬
же за отсутствием выработки золотника и
буксы в процессе эксплуатации.
10.16,	ВОДЯНЫЕ ФИЛЬТРЫ ВОДОСНАБЖЕНИЯ
СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
На турбинах первых выпусков для очист¬
ки воды от механических примесей применя¬
лись сетчатые фильтры, изображенные на
рис. 10.15.
Фильтрующим элементом является латун¬
ная сетка 2 простого -или саржевого плетения
140

•Сетка натянута на дырчатый каркас 1 из -не¬
ржавеющей стали. Поверх сетки установлен
каркас из -проволоки 3 Применяется сетка
0,25 (ячейка ъ свету 0;25 мм) в два слоя,
либо сетка 0,15 в один слой, «проволока
0 0,12—0,13 мм.
В связи с частыми разрушениями латунной
сетки в последнее время стали использовать
-стальную нержавеющую сетку с теми же раз¬
мерами ячейки. Размеры фильтров выбраны
так, что скорость фильтрации, отнесенная к
живому сечению сетки, составляет более
0,2 м/с.
Восемь фильтров объединены в две группы
по четыре фильтра — одна группа находится -в
работе, вторая — в резерве Очистка фильтров
проводится ««тмывк обратным потоком
жидкости.
Для создания обратного потока входной
коллектор каждой группы соединяется через
вентиль с местом сброса грязного конденсата,
а в выходной коллектор подается зода с вы¬
дачи конденсатных насосов через дополни¬
тельные два фильтра.
Сетка фильтров допускает перепад давле¬
ния в основном направлении не более
0,23 МПа (2,5 -кгс/см2) п в обратном направ¬
лении (при промывке) не более 0,098 МПа
(1 кгс/см2).
Основными недостатками сетчатых фильт¬
ров и схемы их промывки являются' частые
разрывы сеток, невозможность контроля их
состояния без разборки фильтров, значитель¬
ный расход жидкости на промывку обратным
потоком; неэффективность очистки при ма
лом допустимом перепаде давления на сетке,
сложность автоматизации очистки из-за боль¬
шого количества оперативной арматуры.
Эти недостатки исключены внедрением- на
модернизированных турбинах -самопромы-ваю-
шихся секционных пластинчатых фильтров,
разработанных на заводе. Конструкция новых
фильтров изображена -на рис 10 16.
Фильтр состоит пз корпуса 4 с камерами
А и Б для подачи фильтруемой жидкости и
камерой В для отвода фильтрата, ротора с
фильтрующим элементом, состоящим из ва¬
ла 5, двух торцевых дисков 8, среднего
диска 6 и пластин 7, которые имеют
отверстия образующие в роторе кана¬
лы-секции Д для прохода фильтруемой
жидкости, причем отверстия каждой второй
пчастины фильтрующего элемента имеют ра¬
диальные прорези (см вид Г), направленные
от центра отверстия к периферии
Фильтруемая жидкость подается в каме¬
ры А, Б, а затем проходит в каналы Д и,
проходя через щели, образованные прорезями
в пластинах, фильтруется. По мере забивания
фильтра ротор проворачивается и входные от-
Рис. 10 15. Фильтр сетчатый.
I — каркас 2 — сетка. 3 — кар¬
кас проволочный.
ЙЦ. Д
верстия секций, вы-
полненные в торце¬
вых дисках, поочеред-
и
по подходят к промыв-
ным соплам 2, соеди-
ненным с камерой
сброса грязного кон¬
денсата, чем обеспечи¬
вается создание обрат¬
ного потока жидкости
в отмываемом канале-
сскцип.
Hl |
Для увеличения ко¬
личества секций отвер¬
стия в фильтрующих
1
пластинах ротора выполнены в два ряда, из
которых внешний ряд соединен прорезями
с внешним диаметром ротора, а внутренний
ряд — с внутренней камерой В, пз которой
фильтрат во внешнюю камеру В попадает че¬
рез отверстия в среднем диске 6 ротора На¬
ружные диски 8 ротора, отделяющие каме¬
ры А и Б от камеры В, уплотнены резиновы¬
ми манжетами 9.
На концах дренажных сопл 2 установле¬
ны сухари 3, выполненные пз фторопласта-4
и прижимаемые к наружным дискам 8 пру¬
жинами 1.
При рабочем положении фильтра дренаж¬
ные сопла устанавливаются напротив неезер-
леіпюго участка на наружных дисках и расход
жидкости «а промывку отсутствует. Есе сек¬
ции работают па -очистку жидкости. При появ¬
лении перепада на фильтре более 0,147 МПа
(1,5 кгс/см2) ротор фильтра начинает прово¬
рачиваться со скоростью 1 оборот за 100 с.
При этом -секции «поочередно -подходят -к дре¬
нажным соплам и отмываются обратным по¬
током жидкости с -полным перепадом дав¬
ления.
Вращение ротора фильтра происходит при
помощи (механизма электрического однообо¬
ротного) МЭО-25/100 до тех пор, пока пере¬
пад не уменьшится до 0,11 МПа (1,2 кгс/см2)
и пока ротор не провернется до положения
co-впадения дренажных сопл с несверленым
участком наружных дисков, что обеспечивает¬
ся конечными выключателями 11 и кулачком
10, установленным на приводе фильтра.
Опыт эксплуатации показал, что фильтр
отмывается за 3—4 оборота ротора и при
нормальной чистоте конденсата необходимость
очистки фильтра возникает 1—2 раза -в сме¬
ну. Поочередная отмывка секций обеспечивает
относительно малый расход иа отмывку, а
141

Рис. 10 16 Фильтр самопромывающийся
3 — пружина: J —сопло- 3 —сухарь, 4 — корпус; 5 — вял. 6 — диск средний. 7- ™астАн®
кулак; 77 — выключатель конечный; 12 — МЭО-2о, ЮО
9 — манжета
высокая прочность пластин, допускающих
полный перепад давления на промывку, -оп¬
ределяет высокую степень отмывки фильтра
и его высокую надежность. Применение в
фильтре фильтрующих пластин 7 толщиной
0,1 мм определяет необходимую- степень очи¬
стки конденсата, а отсутствие оперативной ар¬
матуры облегчает полную автоматизацию -си¬
стемы очистки конденсата. На турбине уста¬
навливаются три фильтра: два фильтра нахо¬
дятся® работе, третий —в резерве.
Система автоматики выполнена так, что
фильтры, находящиеся в работе, проворачи¬
ваются поочередно на одни оборот, останавли¬
ваясь в «среднем» положения и прекращая
расход -воды на промывку. При вращении
фильтров более 10 мин и сохранении .перепа¬
да давления ‘на фильтрах подается звуковой
и -световой сигнал «Фильтры системы регули¬
рования не отмылись».
Возможные неполадки и -работе фильтров связаны
с выработкой сѵхарей и увелшепием расхода воды .на
Промывку в процессе эксплуатации, что контролируется
по давлению -в віромывочпом тренажном коллекторе за
фильтром при «среднем» положении ротора фильтра.
В начальный период освоения фильтров имели место
случаи прекращения вращения фильтра из за недоста¬
точной мощности привода при повышенном ѵсн'ніи іре-
нпя на манжетах, ултот-няюших ротор фильтра, и резком
повышении перста іа давления между камерами.
Глава одиннадцатая
ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ТУРБИНЫ С ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ
АВТОМАТИКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
11.1. РАБОТА ТУРБИНЫ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Поддержание холостого хода турбины до
включения генератора в сеть и синхронизация
142
частоты вращения ротора с частотой сети осу¬
ществляется САР. В гл. 9 было рассмотрено,
как при изменении -внешних условий (давле¬
ния пара, вакуума и т. п.) частота вращения

Рис. 11 2 Нагрузочная характеристика генератора.
Рис. III. Магнитное тюле генератора.
поддерживается перемещением клапанов, про¬
изводимым регулятором скорости. При рабо¬
те генератора в сети большой мощности изме¬
нение тех же параметров -и даже само пере¬
мещение клапанов не оказывает заметного
влияния на частоту вращения ротора По¬
следняя при этом поддерживается равной ча¬
стоте сети, к которой подключен генератор.
.Механизм такого «поддержания» связан с
некоторыми особенностями работы генератора
в энергосистеме Как известно, выработка
электроэнергии генератором производится в
результате пересечения витков его статорных
обмоток силовыми линиями вращающегося
магнитного поля Магнитное поле, в свою оче¬
редь, образуется при протекании тока возбуж¬
дения в обмотках ротора н рабочего тока в
обмотках статора. Одновременно поле дейст¬
вует иа ротор генератора, создавая момент
торможения, направленный в сторону, противо¬
положную вращению. В силу этого изменение
электрической мощности генератора происхо¬
дит одновременно с изменением момента тор¬
можения, чем больше мощность, отдаваемая
генератором в сеть, тем больше момент тор¬
можения, приложенный к ротору турбины, и
наоборот.
При работе турбины на холостом ходу маг¬
нитное поле с силовыми линиями 2
(рис. 11.1,а) образуется только током возбуж¬
дения, протекающим через обмотки ротора 4,
расположенные в параллельных плоскостях.
Максимальная электродвижущая сила (э. д. с.)
в статорных обмотках 1 возникает в .момент
прохождения около них .плоскости х-х ротора,
минимальная — плоскости 0-0. Изменение
э. д. с. во времени имеет вид синусоиды с ча¬
стотой колебаний fT, соответствующей частоте
вращения ротора генератора.
В сети, с которой должна бытъ соединена
обмотка статора, изменение напряжения во
времени также имеет вид синусоиды с часто¬
той колебаний fc, равной частоте сети. Зада¬
ча синхронизации ттрбины заключается в том,
чтобы синусоиды э. д с. генератора и напря¬
жения сети совпала щі по частоте и фазе, т с.
выровнять fr и fc и совместить во врсмстіп
точки минимума и максимума.
После включения генератора в сеть 3 появ¬
ляется ток в обмотках статора, так что стано¬
вится возможным рассматривать вращающие¬
ся поля ротора (образованного током возбуж¬
дения через обмоткп ротора), статора (обра¬
зованного током через обмотки статора) и ре¬
зультирующего взаимодействия полей ротора
и статора с силовыми линиями 2 (рис 11.1,6).
По мере увеличения активной паірузки это
результирующее поле сдвигается в сторону,
противоположную вращению ротора. Чем
больше активная нагрузка генератора, тем
больше под влиянием тока статора результи¬
рующее магнитное тюле отклоняется относи¬
тельно поля ротора, т. е. тем больше угол 6
(рис. II 1,6).
Так как результирующее магнитное поле
однозначно определяет напряжение на выво¬
дах генератора, угол б является фазовым ут¬
лом сдвига поля ротора генератора относи¬
тельно результирующего поля, жестко связан¬
ного с напряжением в энергосистеме.
В общем случае связь между нагрузкой ге¬
нератора и указанным фазовым углом имеет
вид, показанный па рис. 11.2. В рабочих ре¬
жимах угол 6 обычно изменяется от б, равно¬
го нулю на холостом ходу до бяом (около 30°)
при номинальной -нагрузке.
Построим упрощенную механическую мо¬
дель связи ротора генератора с энергосисте¬
мой (рис. И З). Указанная модель предназна¬
чена только для иллюстрации электромагнит¬
ных явлений и не может служить аналогом
для их математического описания.
Ротор генератора 1, вращаемый моментом М-., при¬
водит з движение через яружину 2 уставный ротор -J
Ротор нагружен тепточным тормозом 5 Соединение пру¬
жины 2 с роторами 1 и 4 выполнено через шарниры 3
вокруг которых пружина может проворачиваться.
Крутящий момент, передаваемый через пружину 2,
определяетсв «произведением усилия натяжения лружипы
на расстояние до ее out от центра вращения роторов
143

Рис. ИЗ. Механическая модель взаимодейставя ротора
генератора и энергосистемы.
--да*V,—■
Пои значительных изменениях нагрузки сая я к
Р»»Р « «”™«f“™“
<« потопа 1 Угол б увеличивается, что приводит к риѵг.
or ротора і „„„ ’ .яи|| 9 т е тормозящего молен-
KSSSSS
зящий момент превышает паровой М, .™ ”"
=Х&‘
Р“ Ap’^e'ySrSS'VpSop™ 1 отиосптетьио рею-
р-ж»?'“=^«—і
ssss. "да -за -«	- *
"™аХ™;" »?рдар
тор тѵрбнны начнет вращаться с увели і
=~Ч1=Вх7=х
В зависимости от «™» “'W“. ,Р“Х„ ІЛ за-
ss;і .г»» 5з-лп
Хь ySSSoX «г; дад» ™» пр»™»’ —■
■'“р5С- еихронинх вроворото. »
™xHzi=s. ?=“°’S=
ДЖХ нс™ 2 в нашей схеме-
Механическая модель, изображенная на
рис 11 3, может быть использована также д. я
иллюстрации совместной работы двух, эперг
' систем: передающей ротор 1) и принимаю
п ей (РОТОР 4) Б этом случае частоты вра^е-
' тая роторов ( н 4 тождественны частотам в
■ передающей и принимающей системах, а пр!
жпна J выполняет роль линии электропере
Д“ Правомочность применения
механической модели основана на том, чтс> ха
рактеристика липни электропередачи n™“™
характеристике генератора, изображенной на
птносительно друг дрѵга может быть превзои-
угол 90» И станет нсвозмож
ной совместная работа энергосистем.
Исследования, проведенные рядом органи
заций, показали, что одним из радикальных и
Это лроизвелевие равно С щи звавши J, Т~> "
и 1R()° положительно при б больше 0 я меньпк -о . е
даоте” »£»..У»а =і» J-™. ИГ, о,р,„В„.™о ,
РрЛ JoSS 'ротор ““этой «№ характеризует ?
лей питаемых рассматриваемым генератором, іастата
!
Оуает являться общим «ля отдаышх роторов геверзто
Р“ Ня“хо?о“ом хову М. Л> я 6 рваны вуаю. по мер»
вашіда ту йп™(ѵве.івев»а Л, к Я) К—«° ,
5	Раапи-’ «1»™'“ Р°'
”Р“«™о мощность сети -«»» »ре’™"
“р“?а“о“с™^	ав”Р™ в
“'Тсвувае узолиеяия S сверх 90° и W™8”” про-
p”^^^=e™.is«s ‘и
не тормозит, а разгоняет ротор J.
Рассмотрим на механической модели ■№
Деппе тѵрб.жы и генератора ори перемещении
клапанов н яри изменении нагрузки сеті.
Во время сивхрокизашія частота вращенияі ротор!с /
;ГвТ”Ге".^^
:=±г.°«-=-
SoTbA\^™"”UV,eP^ \о„и
г ■ ' ь?7 а ст” вр ща S ’„Ш-»
Пои закрытии клапанов наблюдается	л
5Р™х‘1?р° пок’а” ™?,ащ,.да™ «вощи не придет
в соответствие с паровой
144

реальных способов предотвращения подобны?;
ситуаций и повышения устойчивости энергоси¬
стем является быстрое уменьшение 5 за счет
уменьшения в аварийной ситуации парового
момента в -передающей системе. Однако при
длительном уменьшении паровою момента
скорость ротора 1 может уменьшиться до та¬
кой степени, что угол 5 станет меньше нуля,
это также может [привести к потере устойчи¬
вости энергосистемы В этом смысле говорят
о потере устойчивости при положительных б
(когда 5 больше 90°) и при отрицательных б
(когда б меньше пуля).
11.2. ТРЕБОВАНИЯ К САР МОЩНЫХ ТУРБИН
Требования к САР турбип, предназначен¬
ных для работы в мощных изолированных
энергосистемах (іде утлы 5 между генерато¬
рами и потребителями энергии малы) и в объ¬
единенной энергосистеме (где углы 5 между
отдельными системами достигают значений,
близких к 90е), различны. В первом случае
предполагается, что устойчивая работа энерго¬
системы обеспечивается без быстродействую¬
щего изменения мощности с помощью САР, а
задачи СхАР сводятся к следующему;
удержание турбины на холостом ходу яри
полном сбросе нагрузки без срабатывания ав¬
томата безопасности,
средняя	неравномерность—4—5%	при
местной 0,4—2,0 средней,
зона нечувствительности —0,06—0,2% но¬
минальной частоты вращения.
максимальная скорость изменения мощно¬
сти—2—3%) в секунду.
Выполнение перечисленных требований га¬
рантирует устойчивую работу турбины на хо¬
лостом ходу’, под нагрузкой при медленных
изменениях частоты и автоматический переход
на хотостой ход в случаях отключения генера¬
тора от сети.
Динамические характеристики отдельных
элементов и СхАР в целом определяются при
этом только условиями удержания турбипы
на холостом ходу при полном сбросе нагруз¬
ки и цотжны обеспечивать применительно к
турбинам К-300-240■
время закрытия клапанов промперегрева —
не более 0,2—0,3 с;
время закрытия клапанов высокого давле¬
ния — не более 0,4—0,5 с;
запаздывание начала движения клапа¬
нов— не более 0,1—0,15 с;
время задержки открытия клапанов после
сброса нагрузки — не более 10—15 с;
время открытия клапанов — не более 10—
15 с.
Но в случае привлечения турбин к реше¬
нию задач противоаварийноі о регулирования
10—1162
в эперіоспстемах приведенные характеристи¬
ки оказываются недостаточными. Например,
как указывалось в § II I, предотвращение по¬
тери устойчивости при избытке мощности в
передающей системе может быть получено
резким уменьшением -парового момента с по¬
следующим его быстрым восстановлением, т. е.
импульсной разгрузкой турбины.
Проведенные расчетные исследования по¬
зволяют сформулировать ряд дополнительных
требований к CAP турбин, привлекаемых к
противоаварийному регулированию энергоси¬
стем:
скорость уменьшения парового момента —
нс менее 200—300%/с:
запаздывание изменения парового момен¬
та — не более 0,2—0,3 с,
точность разгружения при максимальном
быстродействии — 10—20 %:
скорость увеличения парового момента —
100—150%/с
Проектная система регулирования турбин
К-300-240 и К-300-240-2, описанная в гл. 9, не
удовлетворяет приведенным требованиям
Поэтому начиная с 1977 г. турбина выпускает¬
ся с модернизированной системой регулирова¬
ния, в которой ликвидированы форсирующие
связи, увеличена скорость и уменьшено запа¬
здывание движения клапанов на открытие,
уменьшены усилия, действующие на клапаны
промперегрева. хАналогичная реконструкция
выполняется на турбинах более ранних выпу¬
сков непосредственно на электростанциях.
Однако полное удовлетворение требовани¬
ям по скоростям разгружения оказалось не¬
возможным из-за больших объемов пара, на-
ходящи за клапанами турбины.
11.3. ИМПУЛЬСНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ САР
Импульсная разгрузка турбины К-300-240
осуществляется подачей через ЭГП сигнала
прямоугольной формы или с экспоненциаль¬
ным съемом (рис. 11.4). Параметры сигнала:
амплитуда J*, длительность Т и постоянная
времени съема т формируются аппаратурой
противоав арийной автоматики энергосистемы.
Задача САР — строгое соответствие уровня
разгрузки параметрам сигнала на ЭГП при со-
Рис 114 Входной сигнал при импульсных разгрузках.
145

вое состоятротпвоаварнйного	регулировав™
- обеспечивается точности н сіз
■■ —ч случайные изменения
гидросистемы, застойная
^чувствительность, точность упраптаюшях
реле) приводят к резким отличиям М , Д-™
ОА'формТ'пга™н11х характеристик объяс-
чястсяРпрежде всего наличием мшночислен
ных форсирующих связей (см. § 9.4, мало
неравномерностью в квазистатике сн. §
существенным запаздыванием изменения д.и
стило,дето на ротор ЦВД парового момента-,
вызванным большим паровым объем™ туроин
меасдѵ клапанами высокого давления --Р
виной. Фактически изменение- мощности г; те¬
чение 0 5—0,6 с после подачи сигнала проге
ходит толью за стет движения
пепегрева в диапазоне менее оО/0 открыт
РПри малых «о величине и длительности
сигналах отсечные золотники клапановысо
кого давления и промперегрева нс входж в
ваш-іям
второе — нс
бильности настройки,
близких к максимальным скоростей
И увеличения дарового момента,
ш уровня и скорости уменьше-
— —
- ’ - ром дальнейшем увеличении сигналадай
и сервомоторы перемещаются дс. упора,
приводя к полному разгружению
В качестве первого шага ириблпжеия
удовлетворению требованиям энергосистем
rap ликвидированы форсирующие гидравл¬
ике связи между отсечными золоти»
7* И 7*, можно сервомоторов главных и	пегѵ-
J '	а также между отсечными золотками рсі}
чиоѵющих сервомоторов промперегрева и
Зочателями стопорных. Быстродействие кла¬
панов промперегрева сохранено прежним
		дополнительных пружин
Однако произведенная мо-
депнпзащ... пу привела к существенному
изменению віи импульсных характеристик,
изображенных на рис 11 о
В качестве второго ига.- 	•
обнаруженные в системе нерасчетные Ф-Р™
рующііс связи, уменьшено запаздывание в вр.
мя движения отсечных золотчиков на о,-
1 ^Наличие нерасчетных форсирующих связен
связано с использованием двусторонних став-
пых сервомоторов и отсутствием гіщроаад»,
чст-'Літпв ь сѵеме Как ѵьазыва ось. при сред
нем статическом расходе конденсата 150 т/ч
максимальный динамический расход дости¬
гает 350—400 т/ч
Независимо от источника водоснаожения в-
момент начала движения гчавных сервоііото
пов происходит глубокое падение явленья
причем падение в различных точках гидроси¬
стемы зависит от близости к отсечным золот
хранении
уменьшения
Зависимости
ния парового м,
носят название импульсных
САНя пис 11 5 показано 'получение одной и>
точст К» характеристик ™ оещда-
грамме переходвого процессу. и_
метры входного сигнала гии, -и * _
изменения паровоіо момента при ₽ мр„,
Угнала ЛГТ- максимальная скорость умен»-
ZZ парового момента Имея ряд переход¬
ных процессов с различными ' и ! . можни
“стать импульсные характеристики
Для тур'бины К-300-240 проектного испот
нения вхи характеристики е™еют «jlj
в’“ве“ер” "носкостях); Г кв-измененпе
тока на виде ЭГП, приводящее г, стагпке к
изменению парового момента на III/о-
““подобные характеристик,, получены пр»
испытаниях одной из туроин ІХп3“-1 2™есДР“.
ектной схемой	»
и чрезмерный наклон
(см ' § '107).
дернизация нс
іиквидироваиы
цозг Hi о;-<
116 МММ
FL" 11	ного исполнения
146

никам главных сервомоторов, наличия тупи¬
ков или разветвлений в трубопроводах, объ¬
емов линий и т. д. В момент остановки серво¬
моторов происходит интенсивный рост давле¬
ний до значений, превышающих номинальные.
Несимметричность изменений давлений,
особенно в момент начала движения сервомо¬
торов, приводит к появлению дополнительных
усилий на отсечные золотинки и золотники
ЭГП, т. е. к пекомпенсанионности схемы гид¬
равлических связей в динамике. Исс.тедова
ния показали, что при проектном выполнении
трубопроводов и механизмов эти усианя при¬
водят к дополнительной задержке отсечных
золотников в нижнем положении Так как
глубина падения давления зависит от скоро¬
сти движения главных сервомоторов, можно
сказать, что в САР реализуется нерасчетная
положительная обратная связь по скорости
сервомоторов.
Одна из причин появления усилий на от¬
сечных зо потниках — наличие протечек из си¬
ловой линии в линию І-го усиления по ниж¬
ним бочкам золотников. В статических режи¬
мах зто приводит только к распределению
питания линии І-го усиления через настроеч¬
ный дррссе чь из линии пониженного давления
и протечку но золотникам из силовых линий
непосредственно у главных сервомоторов. Во
время импульсной разгрузки относительное
уменьшение си юного давления в этих точках
значительно превышает остальные, при боль¬
ших скоростях уменьшения (0,02—0,04 с) про¬
исходит кратковременное дополнительное пе¬
ремещение их на закрытие
Для ликвидации подобных явлений на мо¬
дернизированных турбинах камеры над ниж¬
ними бочками отсечных золотников связыва¬
ются с тем же коллектором, цз которого про¬
исходит питание линий 1-го усиления и обрат¬
ных связей.
Для уменьшения динамической некомпеп-
сационтюсти изменена также схема питания
проточных линий и трассировка трубопрово¬
дов Все проточные линии питаются из отдель¬
ного кол ісплора с полным давлением Коллек¬
тор врезан в гидросистему непосредственно за
фильтрами с минимальным изменением давле¬
ния в динамике.
Уменьшение запаздывания и времени пере
мещепия отсечных золотников на открытие в
модернизированной схеме по -сравнению с про¬
ектной схемой достигнуто двумя мероприя¬
тия ми
уменьшением хода золотников до нижнего
упора,
увеличением статическою расхода через
следящую линию 1-го усиления
Детальные исследования схемы показали,
что для золотников диаметром 80 ммэффек-
10*
Рис. 11.7 Импульсные характеристики модернизирован¬
ной турбины
тивное увеличение скорости сервомоторов про¬
исходит только в пределах открытия (подво¬
да) воды из-под поршней сервомоторов до
Ю мм по ходу золотника. По первоначальному
проекту это открытие составляло 20 мм
В САР, предназначенной для удержания хо
лостого хода .при сборке наірѵзки, дополни¬
тельный ход зоютников не оказывает вред¬
ного влияния, в случае же стремления к полу¬
чению приемлемых импульсных характеристик
такое явление нежелательно
Расчетный расход воды через следящую
линию 1-го усиления составляет в среднем
18 т/ч Бгагодаря наличию промзолотника
время движения отсечных золотников на за¬
крытие практически не зависит от этого рас¬
хода. Но запаздывание и время движения на
открытие целиком определяются им
Наиболее целесообразной оказалась бы ус¬
тановка промзочотяика двойного действия: с
дополнительным сливом ври закрытии клапа¬
нов и дополнительным подводом воды при
открытии Тот же результат может бытъ по¬
лучен и при увеличении статического расхода
через следящую линию 1-го усиления до 60—
О т/ч
Выпускаемый в настоящее время промзо-
ло^яик позволяет провеоти такое увеличение
147

расхода пры настройке путем увеличения под¬
питки следящей линии І-го усиления.
Импѵльсные характеристики САР, выпол¬
ненной с учетом перечисленных мероприятий,
представлены на рис. 11.7.
На рис. 11 8 изображен переходный про¬
цесс, соответствующий одной из точек харак¬
теристики. Существенное ею отчичие по срав¬
нению с процессами в первоначальной проект¬
ной схеме — четкая реакция отсечных золотни¬
ков на сигналы ЭГП. Полученные импульсные
характеристики близки к требованиям, ука¬
занным в § 11.2. Их дальнейшее улучшение
невозможно без значительной реконструкции
всей турбины и прежде всего уменьшения па¬
ровых объемов между клапанами и цилинд¬
рами.
МА ПОВЕДЕНИЕ ТУРБИНЫ ПРИ ИМПУЛЬСНЫХ
РАЗГРУЗКАХ
Режим импульсных разгрузок коренным
образом отличается от режимов, на которые
обычно рассчитывается турбина: разгруженис
или нагружение синхронизатором со скоро¬
стью не более 3% за 1 си полный сброс на¬
грузки с выходом на холостой ход через 10—
20 с после сброса. При импульсной разгрузке
через 1,5—2,0 с на турбине восстанавливаются
исходные нагрузки и параметры пара. В про¬
цессе разгрузки не происходит изменения тем¬
пературы металла и явлений, связанных с не¬
равномерным прогревом отдельных элементов
турбины По в отличие от других режимов при
импульсных разгрузках происходит непро¬
порциональное изменение давлений в различ¬
ных камерах, что требует специального изуче¬
ния характера возникающих осевых усилий и
мероприятии по предотвращению их опарного
влияния.
Проточная часть турбины К-300-240 выпол¬
нена таким образом, что прп полной нагрузке
суммарное усилие на упорный подшипник не¬
значительно Схема образования упорного уси¬
лия показана на рис. 11.9, где А, В, D, Е. И,
L, М — усилия, действующие на неуравнове¬
шенные торцы ротора; С, G, К — усилия, дей¬
ствующие па лопаточный аппарат ЦВД, ЦСД
и ЦІІД-1.
Рис. 119 Схема образования осевого усилия па роторе
Расчетные величины всех составляющих на
номинальном режиме приведены ниже Сум¬
марное усилие на подшипник
F=A+B—С—D+E+
— L — М. (11.1)
Значения составляющих осевого усилия,
кН (тс), приведены ниже:
Составляющие уси-	А	В	С	D	Е
Значение	2	184	379	376	18
(2, 4) (18,7) (38,7) (38,4) (1,84)
Лродолжение
Составляющие усн-	G	К	ff	L	М
Значение	346	129	37	1,4	16
(35,3) (13,1) (3,8) (0,14) (1,68)
Для наглядного представления об измене¬
нии суммарного упорного усилия F в пере¬
ходных режимах введен ряд допущений. Бу¬
дем считать, что усилия на лопаточный ап¬
парат линейно зависят от перепада давлений
на соответствующую группу ступеней; одно¬
временно за условный перепад давлений на
лопатках ЦВД (включая регулирующую сту¬
пень) примем разность давлений за рсгулн-
Еѵющей ступенью ЦВД (р,) и на выходе из
(ВД (рз). При таких допущениях для пере¬
менных параметров:
С—379	~-г ■ кН;
Рю — Ри
0=346 А кН;
Р*> — РіѴ
/с =129 кН;
здесь рь рг, рз, р4 и р5 — соответственно теку¬
щие давления за регулирующей ступенью
ЦВД, на выходе ЦВД, за клапанами пром¬
перегрева, за ЦСД (в ресивере) и в конден¬
саторе; рю — р5о — номинальные значения
этих давлений.
Составляющие усилия, приложенные непо¬
средственно к ротору, в переменном режиме
изменяются следующим образом:
А — 20 кН — con st;
В — 184— кН;
Рэо
В = 37бДь кН;
Р-.о
Е —18 кН = const;
И=37-й-ьН:
Р-10
L=I,4 кН;
Ж—16 кН = const
148

Подставив в (И.1) полученные значения
составляющих с учетом номинальных парамет¬
ров: р[0=15,6 ЛАП а (158 кгс/см2), р2о—
=4 ЛАП а (40,8 кгс/см2); рзо=3,5 ЛАП а
(35,7 кгс/см2); р4С=0,209 МПа (2.13 кгс/см2);
рЕ0=0,003 ЛАПа (0,03 кгс/см2), получим сум¬
марное усилие на упорный подшипник:
/=22—56.8рі-4~78,7р2—
+105ps+678р4— 1083р5.	(112)
До пуска турбины все давления (pt—р$)
равны атмосферному и F равно 0. После на¬
бора вакуума р& уменьшается до 0,003 ЛАПа и
появляется усилие в сторону генератора, рав¬
ное 25 кН (2,6 тс). По мере выхода на номи¬
нальные 'параметры усилие F уменьшается,
меняет знак, становится направленным в сто¬
рону регулятора и достигает величины 39 кН
(4,0 тс). При статических разгрузках р3 со¬
храняется неизменным, а относительное изме¬
нение р}—р- одинаково, т. е.
Р,=0,2№р,;
а—-^л=о,оі34А,
Рю
так что осевое усилие определяется зависи¬
мостью
f—19—3,9рь
и при изменении нагрузки от нуля
=0,1 ЛАПа (1 кгс/см2) до номинальной (рі=
= 15,6 ЛАПа) пе превосходит абсолютного
.значения 42 кН.
При нарушении пропорциональности в из-
-менснии давлений рі—рі осевые усилия воз¬
растают. Например, после сброса нагрузки с
сохранением давления в промперегревателе
устанавливаются рі и р2, равные 4 ЛАПа.рз—
pg, равные 0,003 ЛАПа, и усилие F в сторону
генератора 107 кН (10,9 тс).
В рассматриваемых режимах импульсных
разгрузок давление р2 сохраняется неизмен¬
ным (4 ЛАПа), а рі изменяется практически
пропорционально р3
Для таких режимов допустимо упрощение
(11.2) следующим образом-.
f=334—56,8рі-|-145рз.	(ИЗ)
Относительное изменение давлений рі и /з
определяется объемами соответствующих ка¬
мер, различием в движении клапанов высоко¬
го давления и иромперегрева.
На рис. И 10 представлен переходный про¬
цесс во время глубокой импульсной разгрузки.
На первой фазе режима (разгруженис) ско¬
рость уменьшения давления за клапанами
Рис. 11 10 Переходный процесс при глубокой импульс¬
ной разгрузке.
иромперегрева (р3) больше, чем в регулирую¬
щей ступени (pt). Через 0,55 с после команды
на разгрѵженне устанавливаются давление рз,
равное 0,8 ЛАПа (8,2 кгс/см2), и рь равное
11,9 МПа (121,4 кіс/см2). Согласно (ІІЗ)это
соответствует осевому усилию 226 кН (23 тс),
направленному в сторону регулятора.
На второй фазе режима (восстановление
нагрузки) давление рз возвращается к исход¬
ному значению значительно быстрее, чем рі
В результате осевое усилие уменьшается
до нуля, меняет злак и через 0,95 с -после по¬
дачи команды составляет уже 185 кІІ (19 тс)
в сторону генератора (при рз, равном 3 ЛАПа,
и рь равном 11,9 ЛАПа).
Из (11-3) следует, что максимально воз¬
можные усилия в подобных режимах:
- сторону -регулятора
/=550 кН (56 тс) при рі—15,6ЛАПа;
рз=0,003 ЛАПа;
в сторону генератора
/=686 кН (70 тс) -при р!=р3=4 ЛАПа.
Следует отметить, что продолжительность
действия подобных усилий составляет десятые
доли секунды, а через 2—3 с после импульс¬
ной разгрузки восстанавливаются исходные
осеные усилия.
Большая величина осевых усилий на тур¬
бине при импульсных разгрузках обусловли¬
вается тремя факторами:
выбранной схемой осевых усилий, обеспечи¬
вающей взаимную разгрузку роторов высокого
и среднего давления;
149

грузка турбины па заданную величя (осо¬
бенно до нагрузок менее 200 МВт) возможна
только при дополнительном установке в САН
регулятора мощности. Точность раооты и за-
Sac' устойчивости САР с регулятором мощно¬
сти ограничиваются необходимостью работы
как -по явно нелппейпои квазистатическои ха¬
рактеристике, так и по лилейной статической
без перенастройки
В САР тѵрбины К-300-240 существуют два
типа нелинейностей Первый тип — форсирую¬
щие связи, которые приводят к -полному за¬
крытию клапанов ври міиовенных сигнала-
более 0,3 нв и практически исключают воз¬
можность частичных разгрузок ослее -О
30 МВт быстрее чем за 8—10 с.
В новых тѵрбинах эти связи устранены.
Второй тип нелинейностей -перекрыти
на отсечных золотниках сервомоторов Пере¬
крыти введены для уменьшения качании,сер¬
вомоторов при случайных высокочастотных
колебаниях давлений в линиях 1-го усиления
и обратных связей Последние вызываются
пульсацией давления на выходе из насотов
(импульсного и основных), попаданием воз¬
духа в гидросистему и др.
Пом сини-их менее 0,3 ян отсечные золот¬
ники главных сервомоторов перемешаются
менее чем па величину перекрыт и движение
сервомоторов происходит с постоявиоц време¬
ни 4—5 с Это соответствует скорости разгру¬
женія 2-3%, за секувду, а с учетом роста
давления пара перед клапанами 1 - /о за се
"'У"прн сигналах 0,4—0,6 нв главные сервомо¬
торы приходят в заданное положевве с мак-
симальяой скоростью и небольшим перерегу
лированием, а клапаны промперегрева не до¬
ходят до положения, при котором па них иачи-
. лается дросселирование пара.
; Нагрузка на турбине уменьшается ла 10
15% за 0,5—1.0 с, а затем снижается до ю-0 ю
со временем уменьшения давления в камере
промперегреватсля, т. с. со скоростью 4 о /о
1 ЗС* При сигналах еще большей величины на-
і чннается эффективное закрытие клапанов
промперегрева с большим перерегулированием
в сторону разіружения В отличие от режимов
импульсной разгрузки в этом случае возвра¬
щение отсечных золотников в среднее положе¬
ние и открытие клапанов происходят под дей¬
ствием обратных связей, а не ЭГП (при съеме
сигнала) Расчеты показывают, что уменьше¬
ние нагрузки в таких режимах до 10 2U /о
восстановлением заданной по квазистатиче-
й ской характеристике происходит только через
ѵстановкой клапанов высокого давления на і
большем расстоянии от турбины, чем клала-
нов промперегрева, вследствие чего имеется >
больший объем пара между клапанами высо¬
кого давления и турбиной и большее запазды- і
ванне изменения давления;	’
меньшей скоростью •клапанов высокого
давления по сравнению с клапанами промпе¬
регрева как на закрытие, так и на открытие.
Для возможности работы в режимах им¬
пульсных разгрузок иа модернизированных
тѵрбинах устанавливается упорный подшип¬
ник с несѵіцей способностью 700 кН (Л тс)
До установки новых подшипников па ранее
выпущенных турбинах нс может быть разре¬
шено открытие клапанов промперегрева со
скоростью более 15-20% за секунду іакое
ограничение осуществляется в системе регули¬
рования ускорителями, действующими на сер¬
вомоторы толкателей клапанов промпеоегре-
ва в силу чего скорость открытия регулирую¬
щих клапанов промперегрсва ліщиттірована
временем открытия толкателей
11.5. СКАЧКООБРАЗНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ МОЩНОСТИ
В современных энергосистемах возможны
режимы не только импульсных разгрузок, но
и перехода на другую заданную нагрузку с
максимально возможной скоростью, например
при работе системы аварийного ограничения
мощности Если скорости нагружения блока,
как правило, определяются характеристиками
котла то скорость разгружения зависит от
особенностей турбины и ее САР Для туроины
К-300-240 возможные глубина и скорость ог¬
раничения мощности определяются в основном
сочетанием четырех факторов:
наличием промперегревателя и -оыстрои
разгрузкой в соответствии не со статической,
а квазистатической характеристикой (см.§УЗ);
наличием нелинейностей в САР и пеоохо-
димостыо форсированных сигналов (2 3 ив)
для ■получения скоростей сервомоторов, слиз¬
ких к максимальным,
появлением больших осевых усилим на
упорный подшипник при непропорциональном
изменении давлений в паровых камерах;
появлением термических напряжений в де¬
талях роторов и корпусов.
Квазистатическая характеристика (см
рис. 9 3) явно нелинейна Местные неравно¬
мерности в зонах наірузок более 250 МВт и
менее 200 МВт отличаются более чем в 10 раз,
при этом в диапазоне 50—200 МВт местная
неравномерность не превышает 1,5—2%
В процессе поддержания ограниченной
мощности происходит изменение давления в
промперегревателе и переход через 20—40 с
на статическую характеристику. Поэтому раз¬
Реакция турбины па мгновенную команду
уменьшения нагрузки в значительной степе-

ІОМЗт
О 2 4	6 S 10 f2 С
'Рис 11 !1 Изменение мощности при мгновенном pas-
гружении.
ни определяется амплитудой сигнала Для
трех характерных сигналов эта реакция мо¬
жет быть представлена зависимостями, пока¬
занными на рис 11 11 Более быстрая разгруз¬
ка на заданную величину может быть получе¬
на сочетанием импульсной разгрузки с после¬
дующим ограничением восст иваемой
мощности.
Разгрузка турбины -без использования ЭГП
может производиться медленно действующим
механизмом управления (синхронизатор, ре¬
гулятор давления). Время движения сервомо¬
торов в этом режиме составляет 30—40 с, а
нагрузка с небольшим запаздыванием «сле¬
дит» за сервомоторами. Скорость снижения
нагрузки зависит от зоны работы (величина
местной неравномерности) и составляет 2—
3% за 1 с.
Картина увеличения усилий на упорный
подшипник в режиме аварийного ограничения
мощности подобна рассмотренной в предыду¬
щем параграфе. Максимальные усилия, на¬
правленные в сторону генератора, возникают
при разгрузках на 40—60% Как видно из ос¬
циллограмм переходных процессов (см.
рис. 11.10), через 1—1,5 с давление в регули¬
рующей ступени ЦВД приближается к давле¬
нию в промперсгревателе, осевое усилие на
ротор ЦВД в сторону регулятора становится
меньше, а на ротор ЦСД в сторону генерато¬
ра сохраняется прежним
Суммарное осевое усилие хотя и несколь¬
ко меньше, чем при глубоких импульсных раз¬
грузках до 680 кН (69,4 тс), но сохраняется
дольше (до 4—5 с вместо 0,5—1,0 с) Это про¬
исходит потому, что при импульсных разгруз¬
ках уменьшение суммарного усилия происхо¬
дит за счет открытия клапанов высокого дав¬
ления и нагружения ротора ЦВД, а при ава¬
рийном ограничении—за счет уменьшения
давления в отроыпароперегревателе и разгру-
жения ротора ЦСД. Во всяком случае, прове¬
денная модернизация упорного подшипника
необходима как для режимов импульсных раз¬
грузок, так п аварийного ограничения- мощно¬
сти.
Глава двенадцатая
НАСТРОЙКА, ИСПЫТАНИЯ И ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕРЕХОДНЫХ
ПРОЦЕССОВ СИСТЕМЫ РЕГУЛКОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ
12,1. НАСТРОЙКА СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
Нормальная работа регулирования невоз¬
можна без соблюдения проектных зависимо¬
стей между .перемещениями элементов, изме¬
нениями давлений в линиях и т. д В то же
время в системах с развитыми гидравлически¬
ми связями п разветвленными трубопроводами
на эти зависимости оказывает существенное
влияние протечки через механизмы (неодина¬
ковые вследствие отклонений размеров дета¬
лей в пределах допусков при изготовлении,
износа деталей в процессе эксплуатации),
-сопротивление трубопроводов (различное из-
за особенностей трассировки трубопроводов па
конкретных турбинах), уровень завоздушепно-
сти системы и т. п. Поэтому окончательная на¬
стройка системы регулирования производится
после монтажа на электростанции и должна
■контролироваться по мере износа или после
замены деталей во время ремонтов
Система регулирования снабжена специ¬
альными настроечными органами: шайбами,
дросселями, приспособлениями для изменения
натяга -пружин и т п, позволяющими прове¬
рить характеристики регулирования и в корот¬
кое время привести их в соответствие с проек¬
тными. Настройка я статические испытания
обычно производятся в следующем порядке:
проверка взаимодействия элементов;
настройка отдельных элементов;
настройка системы защиты;
настройка движения сервомоторов регули¬
рующих клапанов,
статические испыт на холостом ходу и
под нагрузкой.
Перед пастройкой регулирования после
монтажа и капитальных ремонтов выполняетъ
ся промывка трубопроводов регулирования и
проверка водрспабжения.
Промывка трубопроводов производится для удале¬
ния из них, а также внутренних полостей бака, насосов,
151

г рматуоь. ®x изтел, приводящих к отказам
регулирования ігрн эксплуатации. Полное удаление обес¬
печивается поочередным созданием высоких скоростей
конденсата (до 10-15 м/с) во всех трубопроводах, по¬
дачей конденсата на промывку через штатные фильтры
системы, периодической очисткой бака регулирования
в процессе промывки.
Для создания высоких скоростей во всех трубопро¬
водах система регулирования готовится ь промывке спе¬
циальным образом Устанавливаются временные пере¬
мычки, вынимаются золотник t я беззо потниковые по¬
движные элементы, устанавливаются заглушки и фальш¬
золотники.	,
Промывка производится поэтапно, трубопроводы
подпитки бака, бак и трубопроводы -до яасосов, от на¬
сосов до фильтров и т. д. На каждом этапе производит¬
ся перестановка заі лушек п фальшзолотников переклю¬
чение. арматуры таким образом, чтобы выделить г. ре¬
жим промывки определенные участки трубопроводов.
Все эти операции указаны -в заводской инструкции по
паствойкс .регулирования.
Как правило, промывка трубопроводов и настройка
регулирования выполняются при водоснабжении по за¬
мкнутому -контуру Переход на разомкнутый контур во¬
доснабжения (от конденсатных насосов со сбросом чон-
денсата из бака регулирования в конденсатор 1 допу¬
стим после длительной прокачки конденсата через
обессоливающую установку и конденсатные насосы по
основяомѵ контуру и через возможные схемы -рецирку¬
ляции Перед переходом производится удаление шаров
из клапанов резерва питания и промывка перемычки
между насосами регулирования н конденсатными на¬
сосами.
Подача конденсата по разомкнутому коптуру вою-
елабжения осуществляется при постепенном открытии
задвижек на фильтрах с одновременным контролем
уровня воды в баке. Нормальный уровень — па 0,ѵ—
1 0 аі ниже уровня перелива из бака, расположенного
на отметке 7,5—8,0 м. Замер уровня осуществляется по
манонакуумметоу,’ связанному' с баком. При этом бак
регули-роваівія может (находиться под давлением до
5 м. вод ст.	,
Кратковременно, в процессе заполнения гидросифо¬
на из бака в конденсатор и вытеснения воздуха, уро¬
вень воды в баке может достигать перелива. Если в те¬
чение пескольких минут -после открытия задвижек Уро¬
вень воды в баке не устанавливается ниже уровня пере¬
лива, необходимо приостановить дальнейшее открытие
задвижек, проверить давления по тракту сброса конден¬
сата из бака (прежде всего, на входе в конденсатор, на
входе и выходе из гидросифона) п произвести .рев
участков с повышенным сопротивлением
12.2. СОВМЕСТНАЯ НАСТРОЙКА МЕХАНИЗМОВ
СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ
По окончании промывки производится
сборка механизмов регулирования, установка
исходных дроссельных шайб и положений на¬
строечных дросселей, задаваемых инструкци¬
ей (или известных по формуляру настройки
после ремонтов), и проверка взаимодействия
механизмов.
Все механизмы, за исключением защитных
устройств и синхронизатора, устанавливаются
в исходное положение, соответствующее пол¬
ному открытию клапанов После подачи воды
в систему регулирования взводят защитные
устройства и открывают маховиком синхрони¬
затора регулирующие клапаны. Проверяют,
закрываются ли при выбивании защитных уст-
152
ройств все клапаны, открываются ли клапа¬
ны при взведении и перемещении синхрониза¬
тора на «прибавить»
Порядок движения сервомоторов, неравно¬
мерность, перестановочные силы, действующие
на золотники, и другие необходимые парамет¬
ры системы регулирования устанавливают и
проверяют па -последующих этапах настройки.
Ряд механизмов подлежит -проверке и на¬
стройке без взаимодействия с другими элемен¬
тами (регулятор скорости, ЭГП и др.) Необ¬
ходимые для этого операции описаны в гл. 10
для каждого механизма в отдельности.
Беззолотниковая система защи¬
ты не іребует специальной настройки. Однако
в связи с возможными различиями в конкрет¬
ном исполнении трубопроводов, связывающих
ее элементы (диаметр, длина, радиусы гибов
нт д), может возникнуть необходимость в
корректировке шайб на линиях. Типовые ис¬
ходные шайбы устанавливаются в соответст¬
вии с табл. 12 1.
Таблица 12.1
Установка шайб в системе защиты
Дивметр
Подпитка коллектора защиты кла¬
панов высокого давления
Подпитка коллектора защиты кла¬
панов проіѵіперегрева
Подвод линии защиты к выклю¬
чателям клапанов высокого дав¬
ления
Подвод линии защиты к выклю¬
чателям клапанов промпере¬
грева
Подвод силовой воды к выклю¬
чателям клапанов высокого дав¬
лении и промперегрева
При проверке работы защиты контролиру¬
ются перемещение клапанов и запасы пере¬
становочных сил на закрытие и ^открытие кла¬
панов. После срабатывания любого из защит¬
ных устройств тюд поршнями сервомоторов
стопорных клапанов высокого давления и тол¬
кателей промперегрева должно установиться1
давление воды не более 0,2 МПа (2,04 кгс/см2)
и 0,05 МПа (0,51 кгс/см2) соответственно.
Величинами, характеризующими работу
собственно защитных устройств, являются
уровни давлений, устанавливающихся в лини¬
ях защиты и 1-го усиления после выбивания
любого из защитных устройств при отсутствии
сливов воды из линий защиты через -выключа¬
тели сервомоторов Подобный режим достига¬
ется перекрытием (подводов силовой воды к

—лям с помещаю расхаживающих
тв Надежная работа защиты обеспечи
если при подобной проверке давтеші
линиях защиты снижаются до уровня менее
™ 0 4 МП? (3,06-4,08 кге/rf) а в -хинин
-го усиления до уровня менее 0,’о МПа
■2’з5а?аГс51перестановочных сит па взведен,іе
іио'ечэтяется по минимальным давлениям, ус-
СЕлТваХимся в линиях защиты после от-
татия клапанов Снижение давления при на
'тройке осуществляется уменьшением иодішт-
S,XUonHoro давления или спедада
ными дополнительными сливами излиня
зашит Нормально, если открытие клапанов
’™ ' ’ взведения защитных устройств проис¬
ходит при давлениях в линиях зада, снижен¬
ных ио сравнению с номинальными на 0,2
°’3 »	женин с , и в о м о-
ыключателям с
стройств.
ается,
щределяется
производится в три эта-па:	„ ІѴ
Р настройка линий обратных связен главных
СеРнаст°ро°йка’ о-птоептельных	переиеше-
ний главных сервомоторов п регулятора с, <■-
’““иастройка относительных перемещений сер-
серво¬
моторов давление в линии "™™"™г°атаых или
изменяется, настройка линии обратные и-‘“
, производится по относительному ея ■
екию давления. При о™ры™ ■«
ления t
связей
изменению
главных
давление в
на 30 мм
линиях обратных связей должно
состав іять 0 4 значения пониженного давле¬
ния при Срытии на 315 мм-0,70 значения
опиХшого давления. Такой пастроике соот-
ветствуют перепады давлений,
перестановочные силы, действующие на отсс і
н золотники, (не менее 0,3 МПа на иерав-
ноІерпость) и постоянные времени ^емеше-
ИИЯ отсечных золотников порядка 0,0о с 11ри
отхлонсшгях от жрпи™	Хтда
?оу™Р™а“ш- позможио появлегае автокода-
холостого хода	_
Для f
При давлениях менее 0 4 ан™™"пЕ»
рЕлиншо обратной связи путем W4»»
"ого ESSooK^— .»■—:
го'давления увеличить «эффективность» кону-
регущфдаа-
ння слива дросселем допускается производитъ
““незначительное нарушение настройки ли¬
ний обратной
Е“ых сечений (особенно зазор,» между
золотинками и буксами) и в Р-э> —.
=EES”bSS” ^дарач-
”^cS"™№ =гоТ=^6к.
ны производить	”™пхТ«Хю
моторов прикрытием одно
'	перемещений
гла^сЕо— ',р=а =
изменением расхода через линию 1-го. ус,
«“ Для этого буксу устанавливают^в пода
‘зо=^еЕдаа‘оЖ е'ЕІ. уменьшают расход	ов „ромпе-
троектпой настройки уменъ-	Нпстровка даижен,™ “Р»^ Рдодов
гелъность и быстродействие регрева ПР“™™’“ ' связей Откры-
регулированш., возможно появление автокоде воды «P«™^opbT на 10 мм п дрос-
банвй прежде всего в режиме поддержати, дают иавг ^Р	м устанавлп-
холостого хода	™Ппй РЯтт 45 мм открытия сервомоторов лром.іер.
Для настройки каждой из линии обратной ва -ИХпОнизатором открывают сервомото-
связи используются два дросселя: на подіш - р	' грева полностью и фиксируют при
не чшши и на сливе из нее. Влияние измене- рьі	главных сервомоторов Глав-
гшя подпитки и слива из о6Ратв™“®”	”ые сервомоторы и сервомоторы "Р™”^^
зано в § 9 4. Обычно первоначально аінхриш , Рхвы перемещаться параллельны Ьда
затором устанавливают давление, равно Д моторы иромперегрева перемещаются
0 75 Значения пониженного давления, Дро^’ ^Хьше главных, конус обратной связи -пром¬
аем слива устанавливают открытие	'* перегрева «обесценивают» увеличением1 ‘ '
ра на 315 мм, -перемещают синхронизатореи пер р	обратной связи и одновремсн-
Гио" оженив 30 J и фиксируют при этом дав- да_ через тин »о РдаеІ, ыша „ ПОДШІтМІ,
ления в линия» обратных связей.	нымо-кр	в	15?
давления,
сервомоторов
ным

ЧЯ Р недо-по осуществляется .прикрытие на
Йсі « “главных сервомоторов ограничи¬
телем мощности, при этом наряду с сервомо
торами проверяется нормальная работа золот-
гшков регулятора скорости, промежуточного
“ °Пе™“ее 2 раз в месяц производится по-
очередноГ полное закрытие всех клапанов
сервомоторов при предварительно снижении
МГВіАѴр«“е“ные режимы «расхажпва-
Lve	,„.^т г,ппйиле назначение:
ІЖZSXnS^TH X результатта-
носа примесями водного теплоносителя зазо¬
ров в органах парораспределения, коррозии
да™Ьш1'рТовА практики [22] известно что
периодичность расхаживания назначается в
ZSo В зависимости от конструкции турбин,
но я от состояния воднохпмпчееього режгіь
ГРЭС, длительности эксплуатации оборудова-
^Целесообразно при расхажпванн,, произво¬
дить дополнительные замеры для опрележпшя
нечувствительно и быстродействия серво-
моторов.
12.4. ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ ДИНАМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ
В гл 9 11 показана необходимость высоко-
реі^овТ^^^
статической разу—.
скорость уменьшения парового момента при
аварийной разгрузи Эти
тотся работой всех элементов САРЗ (Рс1Ѵ”і
торов,Р гидравлических линии связи
ков сервомоторов, клапанов) и состоянием
турбоѵстановкіі (попадатшем пара
іАапачов, работой обратных клапанов, на ре
^^SSZZ’SpJaKZUuu определя¬
ется непосредственным экспериментом
Полный перечетъ шараметроу, от ьспорых
зависит нормальное быстродежтвію С.АРЗ,
і включает десятки наименованіи!. Первая за
’ ёач? ирв псследованин переходных процес-
сов —обоснованный выбор рассматриваемых
параметров Чрезмерное их количество услож-
S ир сведение испытаніи, аа’Р>’«“я"
шифровку полеченных данных. При занижен
нох? количестве регистрируемых naPa'’"g
возможно да-5-»Д«Ж
„рп большем перемещении — увеличим от
«эффективность» конуса путем уменьшения
РаСп£о окончания настройки регулирующих
-совомоторов обязательно должны бить про
щрен “иеромощепие и наличие »Р™"” ’-
сетных золотников при движении синхрон іза_
юра на «прибавят» до упора и дополнитель
ном повышении давления в Ливии 1-го уст.
кия открытием дросселя подпитки этой линии
В нормально настроенной системе манен
мальчое повышение давлепия синхронизато¬
ром после полного открь№Лавных серво^
2ОоРОкгс/см°Ё)Т0вра^енис'зоа^киков сохраняет¬
ся при дополнительном увеличений давления
еше на 0.1-0,2 МПа (1-2 ьгс/см-)
Указанные соотношения наряду с обяза
тельными расхаживаниями регулируют сер¬
вомоторов на часть хода (ежесуточно прОіі
перегрева и еженедельно — главных) гараьтт!-
руют ^безотказную работу отсечных золоти -
ков вблизи верхних упоров.
ния» клапанов имеют
двойное назначение:
и «предотвращение
«2.3. СТАТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ И ПРОВЕРКИ	j
НА РАБОТАЮЩЕЙ ТУРБИНЕ
После испытаний на остановленной турби¬
не остается непроверенной работа
-вязанных с вращением ротора (регулятора
скорости, автомата безопасности) и пропуском
пара в турбину (парораспределения)
Совместная работа всех элементе САР и
парораспределения
чанактсоистикоп, ее построение п всобходп
«е испытания на холостом ходу и под на¬
грузкой изложены в § 9 3 Одновременно со
снятием статической характеристики опреде¬
ляется степень нечувствительное^ LA1
Проверка автоматов безопасности прол,
водится при работе на холостом ходу на но-
миваАной частоте вращения и яри поныже-
шш частоты до 56 с-1 (3360 об/мин). Поря¬
док проверки указан в § 10 12.
Постоянный контроль состояния СА.
процессе эксплуатации производится по харак¬
терным параметрам системы без вмешатель¬
ства в работу турбины и периодическими сие-
пиальными проверками.
Уровень давлений в линии 1-го усиления,
следящей липни 1 го усиления, линиях защи¬
ты поч золотниками регулятора скорости и
ЭГП под поршнями сервомоторов позволяет
судить о' появлении нечувствительности, до-
’"So :ХёХо>дТноюір’азТаПв сутки производит¬
ся н’ооАрёдаое’ прикрытие на часть хода сер-	Выбор ре-
S^o^AZ^ST^pySS’ ™£"араз,ир“
клапанов промперегрева. Не менее очного ра- исследования.
154
исследования.

■применяются реохордше датчики; в каяк™
первичных датчиков малых иеремещени .
реохордные, нядуктшные пли тензометриче¬
ские датчики. Особенность датчиков да» м
мера псрсмепіепшй промежуточного и отссч
ных золотников у возможность сопряжения с
вращающимися [до 50 с (30UU оо/мин) j
указателями с этой точки зрения наименее
целесообразны реохордные лат™р тре®аё-
шне установки подпишшков Для замора дав
чепий .применяются мембранные омсхри
'‘“SnS’Xr в технике оециллографкро-
вания переходных процессов системы р“р““
рованвя различных турбин накоплен Союзтех
энерго, где организовано мелкосерийное про
изводство соответствующих латчиков.
Контрольная проверка быстродействия ре¬
гулирования л защиты может быть произвел -
на с использованием штатных конечных ж
ключателей, фиксирующих начало и коней
движения каждого сервомотора, т. е. заиаздь-
вапие и собственное время.
Для замера угловой скорости при сбросе
наію/зки с отключением генератора от сети
тт^гчгтг» всего не снимать возбуждение с гене
■р-атора в течение 20-30 с после сброса н фик¬
сировать его частоту вращения. При пРоаераа
защиты испытаниями на сброс нагрузи; 6 з
отключения генератора, от сети возможно ис¬
пользование преобразователен мощиостп трех-
фззных измерительных целен, например дат-
Іпкоа типов 11004 и ПОЮ завода «.Вибраторы
Проведение динамических испытаніи на
. работающей турбине сложно, Дорого » У"™ (
шает ресурс работы оборудования. Эксигата
: циоинью аварийные частичные разгрузки иля
сбросы с. выходом па холостой ход Довольно
редки так что 5-10 таких дополнительных
режимов при испытаниях равносильны вакаш
лвванню усталостных напряженіи; (особенно
термических) за несколько лет работы.
Значительное уменьшение количестве опы¬
тов на работающей турбине достигается про¬
ведением динамических испытании на оста
новлеяпой турбине по специальным про;рам-
мам, в частности с использованием электрон-
ных целительных машин.
Наппимер, при испытаниях на сброс на¬
грузки достаточно, кроме частоты вращения и
мощное™, зафиксировать запаздывания и ско-
пости -перемещения командных регуляторов
сдаомоторов, а также давления в основных
Яровых'камерах: для К-300-240 № два ШфО-
впуска -высокого давления (за 1,3 м и 2, .
клапанами), один из паровпусков промпере¬
грева, камера третьего отбора со стороны тур-
бИ"в случае несоответствия времен -переме¬
щений ' сервомоторов проекту испытания
должны быть продолжены на остановленной
тѵрбипе Если на остановленной турбине ре-
гѵпирование и защита работают нормально
исследуется движение клапанов при сброс
нагрѵзки с фиксацией давлений пара в раз¬
грузочных камерах,, над и под клапаном. При
пепроектной работе сервомоторов па останов¬
ленной турбине должна быть рассмотрена кар¬
тина переходного процесса, учитывающая дви¬
жение отсечных и .промежуточных золотников
и давлений в различных точках вдоль трубо¬
проводов и т. д.
Нормальные динамические испытания рсі л-
лирования и защиты серийных турбин
К-300-240 включают следующие режимы.
1	Осциллографирование переходных про¬
цессов на остановленной турбине при рабоге
защиты и ЭГП	_
2	Сбросы нагрузки без отключ гене¬
ратора от сети	„„„„
? 3 Сбросы нагрузки с отключением генера¬
тора от сети
4	Осшіллографированяе «переходных про¬
цессов на остановленной турбине с замыкани¬
ем реальной САРЗ через электронную модели-
ру ющую у становку.
5	Снятие частотных и импульсных харак¬
теристик па остановленной турбине
6. Снятие частотных и импульсных харак¬
теристик па работающей турбине.
Испытания чю тиі. 1, 2 обязательны для
каждой турбины после ее монтажа, перед
(и. 2) и -после (п. 1) капитальных ремонтов.
Испытания по .пп. 4, 5 проводятся дополни¬
тельно при отработке различных модификации
систем регулирования, обычно па головной
Турбине для данной модификации Испытания
ііо п 3 целесообразны для всех турбин, по
п 5 — для турбин, привлекаемых к аварийно¬
му регулированию энергосистем, время их про¬
ведения определяется станцией и энергосисте-
М°\налііз результатов испытаний производит¬
ся по осциллограммам процессов Запись осу¬
ществляется стандартными осциллографами _
типа Н700 на 14 регистрируемых параметров него
и Н004 на 20 параметров. В -качестве первич- г. ш
115. ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ ДЛЯ ИСПЫТАНИЙ
При работе турбины -перемещение сервомо¬
торов связано с изменением парового
на объекте регулирования— турбине, лара ѵ-
теристики тѵрбнны также определяют связь
междѵ паровым моментом, действующим па
ротор", и изменением угловой скорости послед-
Подобные связи могут быть получены и
с ‘помощью модели, имитирующей поведение
ёДё« пщ^ий^омотороп обычно турбин в переходных процессах. Достаточно

полно и сравнительно просто поведение турби¬
ны может быть смоделировано на аналоговой
вычислительной машине, например, типа
МН-7. Движение ротора и изменения давле¬
ний в паровых камерах в переходных режимах
описываются линейными дифференциальными
уравнениями, коэффициенты которых могут
быть получены расчетом или эксперименталь¬
но на предшествующих -подобных турбинах
Характеристики парораспределения с доста¬
точной точностью представляются кусо о-
липейными фу нкціія.м и.
Применение ЭВМ особенно эффективно
при производстве сравнительных испытаний
различных вариантов выполнения схем, на¬
строек, механизмов и т. п Комплекс работало
внедрению ЭВМ для испытаний САР турбин
выполнен ХТГЗ совместно с Харьковским
политехническим институтом им. Ленина [18].
Схема сопряжения реальной системы регу¬
лирования турбины К-300-240 с моделью пред¬
ставлена на рис. 12.1. Управляющий импульс,
полученный на модели, через дополнительный
усилитель вводится на штатный электрогнд-
ропреобразоватсль САР
В качестве усилителя может использовать¬
ся штатный, входящий в состав блока релей¬
ной форсировки САР отрабатывает получен
ный импульс, перемещая определенным обра¬
зом сервомоторы клапацов высокого давления
и промперегрева. Датчики положения, уста¬
новленные на этих сервомоторах, вводят в
модель сигналы, пропорциональные положе¬
нию последних.
В связи с синхронностью движения двух
главных сервомоторов и двух сервомоторов
клапанов промперегрева обычно в модель вво¬
дится информация о перемещении только од¬
ного главного сервомотора и одного из кла¬
панов промперегрева.
В зависимости от начальных условии и
входных сигналов модель формирует управ¬
ляющий импульс на ЭГП реальной САР. Та¬
ким образом, модель вместе с САР представ¬
ляет собой замкнутую систему, подобную зам¬
кнутой системе турбина — САР.
Рис. 12.1 Схема сопряжения реальной системы авто¬
матического регулирования с электронной моделью.
; —система автокачичссі?ого регулирования, 2 — осциллограф;
Ряс. 122 Схема турбины К-300-240
>. И — паровые камеры. 2 - клапаны высоко-о дав-
ІТТІ.П. В— клепаны проклерегреве; 8 — ЦСД. IV
"	ЦНД
В реальной турбине преобразование пере¬
мещения сервомоторов в изменение парового
момента, действующего на ротор турбина, и
в изменение частоты вращения при сбросе
нагрузки представляет сложный процесс, на.
протекание которого оказывает влияние боль¬
шое число конструктивных параметров. Учет
одних из них и пренебрежение другими ^зна¬
чительной степени определяется задачей ис¬
следования. На ХТГЗ электронные, модели
применяются обычно для испытаний регули¬
рования в следующих режимах работы:
увеличение частоты вращения при полном
сбросе электрической нагрузки;
устойчивость работы после сброса па-
грузки;
изменение парового момента при импульс
ных разгрузках.
В общем случае для всех этих режимов
тѵрбина К-300-240 может быть представлена в
внде сочетания нескольких паровых камер с
регулируемыми входами (рис. 12.2). Пар из
камеры бесконечно большого объема 1 прохо¬
дит через клапаны высокого давления 2 и по¬
ступает в камеру 3 перед ЦВД (4). Объем
камеры 3 определяется фактическим объемом
пара между клапанами -я регулирующей сту¬
пенью ЦВД, а также приведенным (по энерге¬
тическому потенциалу) к начальным парамет¬
рам объемом пара, содержащегося в ЦВД.
Из ЦВД пар поступает еще, в одну камеру
бесконечно большого объема 5 и оттуда к кла¬
панам промперегрева.
Представление о промперегревателе (&)
как камере бесконечно большого объема уп¬
рощает моделирование, но ограничивает дли¬
тельность рассматриваемых переходных про¬
цессов, особенно при наличии быстродейст¬
вующих сбросных устройств из промперегре¬
вателя. После клапанов промперегрева 6 пар
поступает в камеру 7 перед ЦСД. Объем ка¬
меры 7 определяется подобно объему каме¬
ры 3.
Значительные сосредоточенные объемы па¬
ра между регулирующей ступенью ЦСД и
156

конденсатором (камера бесконечно большого
объема 11) учитываются отдельно.
В приведенных ниже уравнениях объем ка¬
меры 9 определяется объемом пара в трубо¬
проводе третьего отбора до турбопитателито¬
го насоса и последующих камер, приведенных
к параметрам третьего отбора, включая реси¬
веры.
При таком рассмотрении значение относи¬
тельного парового момента ѵ, действующего
на ротор генератора,
ѵ=Мрі +/ѵіР2-[-АзРз—7.x х;	(12.1)
здесь рі, р2, рз — относительные значения дав¬
лений в камерах 3, 7, 9, X;, 7.2, Хз — части па¬
рового момента, создаваемого в отсеках тур¬
бины 4, 8, 10; кх х — часть парового момента,
затрачиваемая на поддержание холостого хо¬
да агрегата (на преодоление трения).
Относительные значения парового момен¬
та ѵ и давлений р представляют собой отно¬
шения текущих величин момента и давлений
к базовым За базовую величину для ѵ при¬
нят момент, создающий номинальную мощ¬
ность генератора при номинальной частоте
вращения, за базовые величины для р2 и р3
приняты номинальные давления пара в соот¬
ветствующих камерах, за базовую величину
для рі — разность усредненного давления пе¬
ред соплами на номинальной нагрузке и дав¬
ления в промперегревателе.
Значения давлений в камерах определя¬
ются уравнениями:
тг^=ч'	(122)
-г.; (12.3)
Т1,1Г=!.-Ѵ..	(12 4)
здесь TZi, Т^,	— посчоян ;ые времени паро~
вых объемов камер 7, 9; т\ и т," — вели¬
чина открытия каждого из двух сервомоторов
высокого давления; т-> и т2" — величина
открытия каждого из двух сервомоторов
иромперегрева, ?і(/«і) и 92(^2) — относи¬
тельные (в долях номинального) характери¬
стики расходов пара через клапаны, откры¬
ваемые одним сервомотором (рис. 12.3).
При генераторе, отключенном от сети ча¬
стота вращения изменяется в зависимости от
паровоі'о момента ѵ в соответствии с выра¬
жением
(12 S)
здесь Тц — постоянная времени ротора, ф—
относительное значение частоты -вращепия,
равное отношению отклонения текущей ча-
Рис 123. Относительные рас¬
ходные характеристики клала
поз турбины (в долях номи¬
нального расхода).
20 20 60 ПК
б)
рез одиіг
клан ан иромперегрева
стоты от номинальной к изменению частоты
в пределах неравномерности.
Значения
(12.1) —(12.5)
К-300-240—2
Коэффициент
Значение
коэффициентов,
, для турбин
даны ниже.
входящих в
К-300-240 и
Продолжение
Коэффициент
Значение
Одна из принятых па заводе схем набора
уравнений (12.1)—12.5) на аналоговой вычис¬
лительной машине МН-7 изображена на
рис. 12.4. Суммирование и интегрирование
осуществляются на линейных операционных
усилителях, для получения нелинейных рас¬
ходных характеристик используются штатные
диоды машины. Коэффициенты усиления вы¬
бираются таким образом, чтобы ожидаемое
изменение отдельных параметров соответст¬
вовало изменению выходного напряжения от
О до 100 В.
Правильность набора перед испытаниям;'
контролируется работой модели без САР.
Это может быть например, условный режим
сброса нагрузки при мгновенном перемеще¬
нии клапанов После установки на всех уси¬
лителях необходимых начальных условий
клапаны полностью закрываются синхрониза¬
тором, после чего модель запускается в ра¬
боту. Полученное увеличение частоты вра¬
щения ф должно соответствовать расчетному
увеличению частоты из-за влияния паровых
объемов.
При исследовании отдельных режимов,
указанных выше, схема набора может услож¬
няться или упрощаться. Для случаев опреде¬
ления увеличения частоты пли” паровых мо¬
ментов при импульсных раз; рузках расход¬
ная характеристика клапанов .промперегрева
157

может быть принята упрощенной в виде пувк-
т,ф“ой кривой на рис. 12 3.В, при «№
с определением устойчивости такое у проще
пис недопустимо. Если не ^ебуещя ™Р«е
ление паровых моментов, уравнения (14-1) и
(12 5) могут быть объединены, а используе¬
мое число усилителей уменьшено
Некоторым недостатком рассматривав-
мой схемы сопряжения является ««в
СДР действия реального золотник.? регулято
“око’р™ (ЗРС) действием ЭГП. Такая за
мена допустима только в тех случаях, когда
используегся отработанный тип ректора
скорости, чувствительность, и передаточная
функция которого проверены другими испьь
танидан. При необходимости проверки сан
вместе с ЗРС в схему сопряжения дополни¬
тельно включается ЭГП, управляющим им¬
пульсным давлением на входе ЗРС.
Одной из задач проведения натурных ис¬
пытаний турбины является получение карта
ны осевых усилий в режимах сброса и иабро-
са нагрузки. Изменение этих усилий в основ¬
ном связано с непропорциональными измене
ниямп в динамике давлений вдоль проточной
части турбины.
Поскольку в рассматриваемой схеме мо¬
дели могут быть непосредственно определены
основные из этих давлений р., рг, рз, при мо¬
делировании возможно получение осцилло
граммы осевых усилий в переходных режя
Как было показано (§ 114), действующее
на ротор турбины осевое усилие при некото¬
рых допущениях определяется равенством
(11.2). Значения давлений р\—рь, входящих
в (11.2) определим из следующих допущении
Давление за регулирующей ступенью рі
равно номинальному (15,6 МПа) яри номи¬
нальном давлении пара перед соплами (рі
= 1) и давлению пара в нромперегревателе
4,0 МПа при давлении пара перед соплами,
равном давлению в нромперегревателе (рі
=0). Примем, что при промежуточных зна¬
чениях рі
Р1=44-(15,6-4) рі-
Давление р2 на выходе ЦВД сохраняется
равным давлению в нромперегревателе
4,0 МПа-
р2=:4=СОПЗІ
Относительное давление за клапанами
промперегрева р2 равно отношению текущего
абсолютного давления рз к номинальному дав¬
лению за клапанами промперегрева, равно¬
му 3,5 МПа Из сказанного следует, что дав¬
ление за клапанами промперегрева
рз=3,5.02
Относительное давление в ресивере рз
равно отношению текущего абсолютного дав¬
ления рз к номинальному давлению пара в
ресивере, равному 0,209 ЛШа. Следователь¬
но, давление в ресивере
рз=0,209рз.

Давление в конденсаторе р$ во всех режи¬
мах постоянно
р5== 0,003=const.
С учетом -принятых допущений из (11.2)
может быть получено
F= 105—659ріЧ-368,О2+ 142рз,
где F — усилие на ротор, положительное в
сторону генератора
Метод, сопряжения электронной модели с
патурпыми механизмами эффективен и при
отработке отдельных конструкций. Напри¬
мер, при испытаниях головного образца ЭГП
(§ 109) на стенде организована электрическая
обратная связь от исполнительного золотни¬
ка 2 (см рис 108) н,. э'тсктрэ'Мгхаіпіческир
преобразователь.
В течение короткого времени оказалось
возможным определить запасы устойчивости,
быстродействие, дрейф, нечувствительность,
жесткость и другие характеристики механиз¬
ма при различных параметрах обратной свя¬
зи и установить оптимальные значения пере¬
даточных соотношений, жесткостей пружин
и т. и.
«2.6. ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И АНАЛИЗ РАБОТЫ
ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ
Проверка быстродействия защиты турби¬
ны осуществляется осцидлографированием
переходных процессов .после срабатывания
автомата безопасности (защитного устройст¬
ва) на остановленной турбине пли под на¬
грузкой Примерная осциллограмма показана
на рис. 12.5.
Движение каждого 'сервомотора характе¬
ризуется двумя параметрами- временем за¬
паздывания ts и временем перемещения tc
(на рис. 12 5 .показаны только для одного сер-
мотора). Само перемещение происходит прак¬
тически С "ПОСТОЯННОЙ скоростью, поэтому для
получения переходного .процесса работъ! за
щиты могут бытъ использованы конечные вы¬
ключатели фиксирующие начало и конец
движения, и элеитросекупдомеры.
В зависимости от цели возможны три ре¬
жима проверки защиты Нормально при сра¬
батывании автомата безопасности происходит
закрытие четырех сервомоторов стопорных
клапанов и четырех регулирующих. Разгон
ротора определяется четырьмя сервомотора¬
ми тех последовательно установленных клапа¬
нов, которые закрываются раньше При отка¬
зе одного или всех -регулирующих клапанов
разгон ротора определяется только сервомо¬
торами системы защиты, при отказе стопор
ных — только сервомоторами регулирующих
клапанов. Одна из особенностей СА.РЗ тур¬
бины К-300-240 состоит в том, что время за¬
крытия клапанов промперегрева не одипако-
Рмс 12 5 Переходный процесс в системе защиты.
во при работе только системы регулирования,
только системы защиты и обоих систем вме¬
сте (см § 10.7) Минимальное время закры¬
тия соответствует нормальному режиму сра¬
батывания автомата безопасности с одновре¬
менным закрытием стопорного и регулирую¬
щего клапанов.
Для определения времен -закрытия в слу¬
чае отказа защиты должен быть .получен пе¬
реходный процесс .при заклиненных на ниж¬
них упорах выключателях: стопорных клала
нов промперегрева; в случае отказа регули¬
рования— .'при заклиненных в среднем поло¬
жении отсечных золотника сервомоторов
промперегрева.
Для турбин, у которых линии защиты к
сервомоторам не проходят через отсечные зо¬
лотники (отсутствуют ускорители клапанов
промперегрева), картина движения собствен¬
но регулирующих клапанов промперегрева
может быть получена ири подаче сигнала на
закрытие через ЭГП Предельные значения
іц и іс для всех сервомоторов в зависимости
от режима проверки указаны в табл. 12.2
Оценку возможности изменения динами¬
ческих характеристик каждого из сервомото¬
ров произведем по влиянию этих характери¬
стик на разгон турбины в случае отключения
генератора от сети.
159

Таблица 12.2
Предельное значение времени запаздывания
и перемещения сервомоторов стопорных
и регулирующих клапанов
■Выбивание защит- і3
кого устройства іс
Выбивапие защит- t3
нога устройства іс
при заклиненных
отсечных золот¬
никах промпере-
-Срябятыеание ЭГП і3
Процесс увеличения частоты вращения
после отключения генератора может рассмат¬
риваться как одновременное протекание двух
процессов- разгон паром, содержащимся в
турбоустановке после клапанов, и разгон ^па¬
ром, прошедшим через клапаны после сбро¬
са нагрузки. Первый процесс описывается
■уравнениями (12.1) — (12.5) при <7і(Ші) и
$2(т2), равных 0: второй —теми же уравне¬
ниями при	^₽s и ?«х, равных О,
полное приращение частоты вращения пред¬
ставляется суммой приращений в каждом из
этих процессов.
Разгон ротора паром, аккумулированным
после клапанов (первый процесс), не зависит
от характера движения клапанов, а опреде¬
ляется конструктивными данными турбины К
Те,, "іс:, соответствующая составляющая уве¬
личения частоты вращения для К-300-240 Де>і
составляет 1,75 с-1 (105 об/мин).
Рис. 126. Изменение от¬
носительных расходов
при сбросе нагрузки
1 — через ЦСД-ЦПД
2 — "срез ЦВД
Составляющая, соответствующая второму
процессу, может быть достаточно точно опре¬
делена по картине переходного процесса на
остановленной турбине при известных расход¬
ных .характеристиках клапанов. Уравнения
(12.1) — (12.5) при ?.х.х, Tftt Tfs ц 7ps, рав¬
ных 0, сводятся к одному уравнению
[?', ('»',) + <■', (m"J! +
— (7,+А •) 1«’= (“'J+?"■ ('""■>] -	< 1 z(>
В выражении (12.6) и q"— расходные ха¬
рактеристики клапанов сервомоторов № 1 и
2; q2' и q2"—расходные характеристики кла¬
панов № 1 и К’з 2 промпереірева.
Отсюда приращение частоты вращения за
время Д< от момента сброса нагрузки до мо¬
мента полного закрытия клапанов состав¬
ляет-
или при указа выше значениях Л и Та
ГЛг	Лі	1
te,=2,17 J ?’,(»!',I'if+ J ?",('«".)*) +
+ 4,34 [j Л + J	(12 8)
здесь, как указывалось, qi (mi) и ?2(m2) —в
относительных единицах.
Расходные характеристики регулирующих
клапанов высокого давления <?i(Wi) и пром¬
перегрева ?г(т2) представлены на
рис. 12 3,о, е. Расходная характеристика каж¬
дого из стопорных клапанов промперегрева
также имеет вид, представленный на
рис. 12.3,в, из-за того, что функции регулиро¬
вания и защиты выполняет один и тот же кла¬
пан. Приближенная расходная характеристи¬
ка стопорных клапанов^ высокого давления
изображена на рис 12.3,6
Рассмотрим на примере оценку прираще¬
ния частоты вращения после срабатывания
автомата безопасности для системы защиты,
движение клапанов которой изображено на
рис. 12.5.
По графикам движения сервомоторов и
соответствующим расходным харатеристпкам
строятся графики изменения во времени от¬
носительных расходов (рис. 12.6). Заштрихо¬
ванные -площади на этом рисунке представ¬
ляют значения интегралов Jqdi Например,
460

Таблица 12.3
Изменение максимальной частоты вращгиия грі от.члонгнті і3 -г tc от прэдэаьиых знітзн >?й
Огелонсиііе предельного
значения
Сервомотор
Изменение чаи
здшлыюЗ частоты вращения
высокого
стопорный
±0,1 С-1
(±6,5 об/мин)
4 на ±0,1 с
давления
регулирующий
±0,1 с-1
(±6,5 об/мин)
промперегрева
стопорный
±0,2 с-1
(±13 об/мин)
регулирующий
±0,2 с-1
(±13 об/мнн)
высокого
стопорный
±0,08 с-
(±5 об/мин)
і на ±0,1 с
давления
регулирующий
±0,04 с-
(±2,5 об/мин)
промперегрева
стопорный
±0,16 с-
(±10 об/мин)
регулирующий
±0,16 с-
(±10 об/мин)
для значений г3 и tc, указанных с строках 3,
4 табл 12.2.
f q\clt — [ q",dt ~ 0,16с, ^q'sdf. = J q"tdt— 0,2с.
С учетом .полученных результатов из равен¬
ства (12.8)
До>=2,17.0,324-4,34-0,4=2,45 с-1 (145об/мин).
Полное ожидаемое увеличение частоты
вращения для САРЗ с указанными выше ха-
р г ктеристикам и
Д<й=Ао)і4-Дсі)2= 1,75+2,45=
= 4,2 с-1 (250 об/мин).
Так как автоматы безопасности настроены
на срабатывание при 55,5- 56 с-1 (3330—
3360 об/мин), указанные >в табл 12.2 пре¬
дельные характеристики переходных процес¬
сов обусловливают разгон не более 59,7—
60,2 с-'1 (3590—3610 об/мин) даже при отказе
регулирующих клапанов. Если времена зак¬
рытия сервомоторов превышают указанные
(нанрнмер, при установке золотниковой за¬
щиты), настройка автоматов безопасности
производится на меньшую частоту вращения
Из (12 8) и расходных характеристик кла¬
панов (рис. 12.3) -можно получить данные о
влиянии отклонения динамических характери¬
стик сервомоторов на динамическое увеличе¬
ние частоты вращения Например, изменение
is и <с одного из сервомоторов в пределах
0,1 с приводит к приведенному в табт. 12.3 из¬
менению максимальной частоты вращения при
отключении генератора от сети.
Как видно из таблицы, наиболее опасным
отклонением характеристик защиты является
увеличение запаздывания сервомоторов. При¬
чиной этою могут быть нечувствительность
11—1162
или другие дефекты командных органов (ис¬
полнительный механизм автомата безопасно¬
сти, защитные устройства); наличие воздуха
в импульсных линиях защиты и 1-го усиления;
нечувствительность лромежуточных элементов
усиления выключателей стопорных клапанов,
промежуточных и отсечных золотников. Для
выявления источника запаздывания необходи¬
мо осииллографирование движения всех этих
элементов в линиях защиты и 1-го усиления.
Возможны случаи, когда при .нормальном
запаздывании некоторые сервомоторы имеют
увеличенное -время закрытия гс- Причиной мо¬
жет быть загроможденностъ сливных сечений,
уменьшение проектных натягов пружин, уве¬
личение нечувствительности сервомоторов. За¬
громождение сечений обычно вызывается огра¬
ниченными ходами мембран выключателей и
золотников или попаданием в трубопроводы
инородных тел.
Условия работы системы защиты на рабо¬
тающей турбине отличаются от условия про¬
верки на остановленной. Эти отличия связаны
с протеканием -пара через клапаны (дополни-
161

Рис. 128. Допускаемая работоспособность пара при ра¬
боте защиты
/256 — экспериментальные точки для Оеззо.~оіиикозых за
■ " ' щит; 3. 7 — е для золотияковых защит
тельные усилия на сервомоторы, нечувстви¬
тельность клапанов) и длительным пребыва¬
нием всех элементов в неподвижном состоя¬
нии (застойная чувствительность, накопление
воздуха в трубопроводах и т. л.)- Поэтому на
всех работающих турбинах проводится провер¬
ка защиты сбросом нагрузки без отключения
генератора от сети.
Основной целью проверки является опреде¬
ление работоспособности пара, прошедшего
через .проточную часть после подачи сигнала
на закрытие клапанов. Работоспособность оце¬
нивается по кривой снижения электрической
мощности и количественно равна площади фи¬
гуры, заштрихованной на рис. 12 7. Эта рабо¬
тоспособность сравнивается с допустимой, за¬
висимость поспеднск от величины мощности
перед сбросом наказана на рис. 12.8. Эталон¬
ная кривая (рис. 12.8) -построена из расчета
того, что указанная работоспособность пара
при отключении генератора от сети и срабаты¬
вании защиты вызовет увеличение частоты
вращения не более о с-1 (300 об/мин).
Помимо работоспособности пара лрп йены
тапиях со сбросом нагрузки без отключения
генератора от сети проверяют соответствие
динамических характеристик всех сервомото¬
ров значениям, указанным в табл. 12.3. Это
связано с тем, что допустимая работоспособ¬
ность пара может быть получена -в результате
закрытия регулирующих клапанов при замед¬
лении стопорных клапанов и наоборот. По
этой же причине проверка защиты на работа¬
ющей турбине пе заменяет испытаний на оста¬
новленной с раздельным»движением стопорных
и регулирующих клапанов.
П7 ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
И АНАЛИЗ РАБОТЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
В предыдущем параграфе рассмотрены пе¬
реходные" процессы, -происходящие -при закры¬
тии регулирующих клапапов в случаях сраоа-
162
тывания защиты указаны допустимые време¬
на запаздывания и перемещения сервомоторов
регулирующих клапанов Рассмотрены также
испытания, которые позволяют выявить причи¬
ны отклонения ук иных характеристик от
проектных.
Однако основные показатели работы систе¬
мы регулирования -при .по..іных и частичных
сбросах нагрузки могут быть получены только
при .испытаниях с использованием ЭВМ на
остановленной турбине или при натурных ис¬
пытаниях. При сбросах с отключением генера¬
тора от сети — это максимальное увеличение
частоты вращения, статическая и квазистати¬
ческая неравномерности, увеличение частоты
вращения от паровых объемов, время работы
турбины в беспаровом режиме, устойчивость
выхода на холостой ход. При импульсных раз¬
грузках— это величины и скорости уменьше¬
ния и восстановления мощности.
На рис. 12.9 и 12.10 показаны осциллограм¬
мы сброса нагрузки с отключением генератора
от сети на одной из турбин К-300-240 прп
включенном и выключенном блоках релейной,
форсировки (БРФ). Основные характеристики.,
полученные на основании осциллограмм, при¬
ведены в табл. 12.4.
При сбросе нагрузки 300 МВт регулирова¬
ние работало в следующем порядке. Сразу же
после срабатывания БРФ начал перемещаться
исполнительный золотник ЭГП, через 0,07 о
началось закрытие сервомоторов клапанов вы¬
сокого давления, через 0,15 с — сервомоторов
клапанов иромперегрева. Отключение генера-
friw. 1
Юнх. І
8мм {
f
f
Z
5
g«MI
8мм у
TWij
8
8
\
J
4
Ofc
-
Р.ЧС. 129. Переходный процесс при отключении генера¬
тора от сети.

Табл и и. а 12.4
Характеристики переходных процессов при сбросах нагрузки
Нгименоташе
Сбрасываемая нагрузка, МВТ
300
250
Включение БРФ
включено
выключено
Максимальное увеличение частоты вращения, с-1
(об/мин)
3,25(195)
4 5(270) J Л
Запаздывание начала движения
от момента отключения
генератора
высокого давления
0,03
0 1
промперегрева	0,0з
0,4
сервомоторов, с
от момента срабатыва-
иия БРФ
^высокого давления
0 07
-
иромперегрева
0 10
-
Время закрытия сервомоторов, с
высокого давления
0 57—0,62
0,6—0,75
иромперегрева	і	0,23—0.25	0,25—0.3
Увеличение частоты вращения к моменту начала за-
крытая клапанов, с-1 (об/мин)
Увеличение частоты вращения после закрытия клапа¬
нов, с-1 (об/мин)
высокого давления
23
иромперегрева
0,42(25)
1.94(116)
KG0)
0,95(57)
Время заботы турбины до начала открытия клапанов
высокого давления
12—13
17—19
промперегрева	8—9,5
13—15
тора от сети и сброс нагрузки произошли че¬
рез 0,1 с после начала движения золотника
ЭГП. Это обстоятельство -связано с тем, что
импульсы на отключение воздушного выклю¬
чателя и срабатывание БРФ подаются одно¬
временно, а быстродействие БРФ с ЭГІІ -выше
быстродействия воздушного выключателя
Сервомоторы клапанов высокого давления
закрылись через 0,54—0,59 с после сброса на¬
грузки, сервомоторы промлерегрсва — через
0,28—0,3 с. На этом процесс работы регулиро¬
вания закончился, частота вращения под влия¬
нием аккумулированного в проточной части и
паропроводах пара увеличилась дополнитель¬
но на 1 с ’ (60 об/мин) н достигла 53,25 с~!
(3195 об/мин), после чего начала быстросни
жаться. Через 8—9,5 с после сброса нагрузки
начали открываться клапаны иромперегрева,
а еще через 4 с турбина вышла на холостой
ход, поддерживаемый клапанами высокого
давления (табл. 12.4).
При сбросе нагрузки 250 МВт с выключе¬
нием БРФ увеличение частоты вращения со¬
ставило 4,5 с-1 (270 об/мин), как видно толь¬
ко из-за большего запаздывания в начале за¬
крытия клапанов. Начало закрытия сервомо¬
торов иромперегрева происходит при отсутст¬
вии БРФ в соответствии -со статической харак¬
теристикой при увеличении частоты вращения
на 1,94 с~‘ (116 об/мин), что свидетельствует
163

о ма-ой эффективности имеющихся в схеме
ускорителей по сравнению с включением в ра-
б0ІВ эксплуатации возможны сбросы нагрузки
без отключения собственных нужд олока от
генератора В этом случае на генераторе оста¬
ется нагрузка 15--20 МВт. которая уменьшает
максимальное отклон.еште частоты вращения и
продолжительность протекания
процесса По данным испытании турбин.
лобных К-300-240, уменьшение максимальной
ScX вращения при сбросах о ео.храненпем
собственных нужд по сравнению
сбросом составляет 1,05 с (63 об,мин),
время ■переходного процесса уменьшается до
д 5 г Холостой ход после Сороса с удержа
нием собственных нужд устанавливается при
другом (большее открытие) положении серв
моторов высокого давления и промперегрева
Если в этих зонах местные степени неравно¬
мерности неодинаковы, возможно, что регулы-
“ ’устойчиво поддерживает холостой ход
подае сброса без удержания собственных нужд
И неустойчиво после сброса с удержанием.
Представление об импульсных характери¬
стиках регулирования дано в § П.З, о методы
ке их получения па остановленной ^УР^Ине
I & 12 2. Анализ переходных процессов при
.импульсных сигналах без данных об
НИИ паровой мощности чрезвычайно зйтрудн
телен Во всяком случае основное внимание
должно уделяться -выполнению двух треоова-
Закрытие клапанов промперегрева с
максимальной скоростью и мннима™^ы
паздываинсм после подачи сигнала на закры-
2 Открытие клапанов промперегрева до
положен™ 60—70 »< за —
лиспе -съема сигнала (г<<и,о • ѵг* <->•
“риведены лпповіе значения укнззнньж
времен для турбин К-300-240.
При изучении переходных процессов г
тойХ^и энергосистем свойства отдельных
элементов системы иногда иредстав.іяюгет в
виде частотных характерпсттік Так как «
тема регулирования турбины К-300-240 я в.
ется нелинейной, ее представление в видеча
гтотных характеристик достаточно условію іі
дазмодато тслько" для узко» зоны значеннк
амплитуды входного сигнала (0,2—0,3 нсрав
™ Для“олу«Шгя частотных характеристик
„еобид шы картины измоггсния давлении,
даігжеиия золотников и сервомоторов измене¬
на мощности турбины при синуюридааькых
колебаниях тока на управляющей обмотке
ЭГП со временной частотой. Входная синусои¬
да обычно создается стандартным ге™Рат0Р™
импульсов, координаты элементов рсг уКирова
пня записываются на осциллографе. На оста¬
новленной турбине снятие ^тогпъ,^^
рнстлк начинается с минимальных гастот
(0 05-0,1 Гц) и продолжается до ирекраще-
ния заметного движения сервомоторов (1
1 5 Гц), отсечных золотников и наконец, ис¬
полнительного золотника ЭГП (20 Гц)-
На работающей турбине предпочтительнее
обратный порядок сияптя характернстшс от
2—15 Гц —когда движения сервомоторов и
изменения давления пара не ЛГ™“°®"Т’ ,®“
0 1—0 05 Гц — когда сервомоторы полностью
отслеживают входную синусоиду, т. е. режим,
наиболее сложный для блока в целом.
Глава тринадцатая
СИСТЕМА КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИВОРОЕ.
БЛОК РЕЛЕЙНОЙ ФОРСИРОВКИ
ВВЕДЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ФОРСИРУЮЩИХ
ИМПУЛЬСОВ В СИСТЕМУ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ТУРБИНЫ. БЛОК РЕЛЕЙНОЙ ФОРСИРОВКИ
Система управления, учитывающая особси-
гюстп эксплуатация оборудования ФШ™
автоматизации, экономические факторы и т. ,
обеспечивает Надежное п эффективное фупк-
ХироХте блока в целом. Увелпчдаке еди¬
ничной мощности турбины до 300 .1Вт р
пело к значительному усложнению
и вегюмогателыюго оборудования, усложис
Нию тепловых схем, что, в свою очередь,.рас
ширило круг задач в организации управления
164
и привело к значительному увеличению объ
ема систем управления в контроля. Так, в си
стеме управления блоком 300 МВт этих средств
содержится примерно вдвое больше чем в
аналогичных системах блоков 200 МВь
Автоматическое управление туфбинои, ус¬
тановленным вспомогательным обоРУ^5а"^
ем осуществляется локальными регуляторами
«S™ отдельных процессов и пара¬
метров. Объем автоматического управления,
контрольпо-измерительвых приборов Ч’®™
защиты блокировок и епгнализацшг, обеспе
чивающип правильную и безопасную эьиплу-
атацию турбгшпой установки и вспомогателв-
кого оборудования, определен «Руководящи¬
ми указаниями по объему оснащения ТЭС
КИП, средствами авторегулирования, техно¬
логической защиты, блокировок и сигнализа¬
ции».
Высокие начальные параметры пара, зна¬
чительные паровые объемы части высокого и
среднего давления, а также тракта промпере¬
гревателя существенно меняют свойства турбо¬
агрегата как объекта управления. Содержа¬
щийся в этих объемах пар обладает значи¬
тельной энеріией, в то время как постоянная
времени ротора уменьшается с ростом мощ¬
ности турбины п начальных параметров пара.
Поэтому при сбросе электрической нагрузки
происходит значительный заброс частоты вра¬
щения ротора, поскольку' регулятор скорости
воздействует на регулирующие клапаны тур¬
бины только при отклонении частоты враще¬
ния ротора, и если не принять специальных
мер, форсирующих закрытие регулирующих
клапанов, заброс частоты вращения может
превысить предельное значение и привести к
срабатыванию автоматов безопасности.
Для обеспечения минимальных забросов
частоты вращения ротора турбины при сбро¬
сах нагрузки па турбине устанавливается ус¬
тройство для форсированного закрытия ре¬
гулирующих клапанов турбины — блок релей¬
ной форсировки
Блок релейной форсировки (БРФ) форми¬
рует электрический сигпал на закрытие
регулирующих клапанов в следующих
случаях.
при отключении выключателя генератора;
при срабатывании собственной защиты ге¬
нератора,
при срабатывании защиты шин;
при срабатывании устройства резервного
отключения выключателя Принципиальная
схема БРФ приведена на рис. 13.1,а.
Формпровате ть БРФ состоит из двух реле 1РП и
2РП типа РѲС-22, одного реле времени РВ типа ЭВ-133
п цепи гибкой отрицательной обратной связи (обмотки
управления магнитного уептителя 2н-2к, Зн-Зк, .резисто¬
ра R5 и конденсатора СЗ), которая увеличивает время
спада импульса до 8 с.
Однотактный двухмолупериодный усилитель с само-
пасышением собран на серийном магнитом усилителе
ТУМ-А4-11 На выходе -магнитного усилителя предусмот¬
рены сглаживающий фильтр RC для уменьшения пуль¬
саций и цепочка, уменьшающая начальный ток магнит¬
ного усилителя, состоящая из -сопротивления RS и дио¬
да ДП
Магнитные усилители, уступая другим типам усили¬
телей в быстродействии, имеют ряд важных преиму¬
ществ — высокую надежность и наличие нескольких
электрически несвязанных равноценных -входов. Рабо¬
тает БРФ следующим образом
При поступлении сигнала на вход БРФ (достаточно
замкнуть клеммы 11 и 12, см рас. 13.1,а) замыкается
цепь Виталия реле 1РП н РВ, при этом срабатывает
реле 1РЛ к своим контактом 1РП-2 замыкает обмотку
управления магнитного усилителя 7Н-7К, контактом
ІРП-3 включает сигнальную лампу Л2, а контактом
1РІ1-4 замыкает цепь сні на зизании
На выходе фильтра усилителя формируется сигнал,
поступающий через контакты разъема 5 и 6 на дина¬
мическую катушку ЭМП. Одновременно заряжается кон¬
денсатор СЗ через нормально замкнутый контакт 2РП-1
и резистор R5 Величина тока, протекающего через ди¬
намическую катушку, измеряется миллиамперметром
«мА»
По истечении выдержки времени рете РВ замыкает
цепь питания реле 2РП, которое своими контактами
2Р1І-2 размыкает цепь управления обмотки 7Н-7К,
а кон тактом 2РП-3 подключает обмотки обратной связи
2Н-2К и 3H-3R к конденсатору СЗ, -который -начинает
разряжаться по цени СЗ, 2РП-3, ЗІі-ЗК, 2Н 2К, ^дина¬
мическая катушка ЭМП, миллиамперметр «мА», R5. По¬
скольку иапраэтение медленно убывающего магаптного
потока обмоток обратной связи 2К.-211 ЗК ЗН совладает
по направленію с управляющим потоком, то выходной
ток усилителя будет уменьшаться по экспоненте (см.
рис 13.1,6) Возврат схемы в исходное состояние про¬
исходит посте размыкания клемм 12 и 11, т е. снятия
сигнала защиты
С помощью тумблера ВК-2 можно производить про¬
верку работы БРФ с отключенной динамической катуш¬
кой ЭМП Дтя этого достаточно ВК-2 переключить
в положение /?OKD При этом вместо динамической ка¬
тушки подключается эквивалентное сопротивление R4.
При нажатии кнопки Кн-1 «Контроль» схема работает
в такой же последовательности, как это было описа-
Парамстры элементов схемы выбраны исходя из
требуемой величины и длительности сиена та Ток сме¬
щения в обмотке 6Н 6К устанавливается с помощью ре¬
зистора R2 Ток управления обмотки 7Н-7К выбран за¬
вышенным с целью уменьшения времени нарастания пе¬
реднего фронта импульса Для компенсации начального
тока порядка 5—7 мА при отсутствии сигнала на входе,
характерного для одноконтактаых магнитных усилите¬
лей, предусмотрена цепочка ЦП, R9, по которой те¬
чет тон
При величине тока на выходе усилителя
открытый диод Д17 шунтирует нагрузку, а при
R9
диод закрывается п через нагрузку протекает ток
ЛС2
1ц= Ія— Rg >
где Се? — напряжение на конденсаторе С2, R9 — сопро¬
тивление резистора.
Для возможности ввода в систему рсгучпрова-
иия быстродействующих энергосистемных сигналов от
устройств лротивоаварнйной автоматики в БРФ преду¬
смотрены два свободных входа (обмотки управления
4H-4R и 51І-5К) Д.штсчьность импульса по дополни
тельному входу не бо.іес 25 с при уровне сигнала
в 3 неравномерности
Форма электрического сигнала, формиру¬
емого БРФ, приведена на рис. 13. 1Д Перед¬
ний фронт импульса крутой, быстро нарастаю¬
щий, а задний, наоборот, медленно падающий,
представляет собой экспоненту. Сформирован¬
ный электрический сигнал с помощью элек¬
тромеханического преобразователя (ЭМ1І)
165

а — арипцнініалыіа і • БГ-’Ф,
Рис 13 I Блок релейной форсировки (БРФ)
б — ѵлпавлякяцлй импульс формируемый БРФ; в —схема
'	преобразователя к БРФ
преобразуется в механическое перемещение
якоря, жестко соединенного со штоком гидро¬
усилителя (ГУ)1, воспринимающего это пере¬
мещение и, в свою очередь, преобразующего
его в пропорциональный расход (давление)
рабочей жидкости линии 1-го усиления. Изме¬
нение давления в линии 1-го усиления воздей¬
ствует на сервомоторы через отсечные золот¬
ники, вызывая перемещение регулирующих
клапанов, при этом увеличивается быстродей-
! Описание работы ГУ ирвясдено в § 10 9. Характе¬
ристик" ГУ I—F с чива —см §10 9
366
ствие и приемистость системы регулирования.
ЭМП с ГУ образует электрогидравлический
преобразователь (ЭГП), который является
связующим звеном между электрической и
гидравлической частями электрогидравличес-
ких систем регулирования
Схема подключения БРФ и ЭМП приведе¬
на на рис 13. 1,с.
Постоянное напряжение 220 В через выключатель
БК подастся па обмотку подмагничивания ЭМП, кон¬
такты 1 к 6 разъема ЭМП Контроль наличия тока
в цепи обмотки подмагничивания осуществляется по¬
средством пеле тока РТ-40/0,6. Нормально замкнутый
контакт этого рече включен в цепь рзстозвуковои сигна-
лизания неисправности БРФ. Параллельно ему включеп
контакт реле контроля питания РК В цепь сигнализа¬
ции включен контакт ключа отключения генератора
рФгса для разрыва цепи сипіа іизацни «при «плановых
отключениях генератора
Для фиксации срабатываніи БРФ к клеммам 9—10
подключено указательное реле РУ
При обрыве цепи питания катушки подмагннчива
ніія ЭМП а динамической катуш »е наводится ток индук¬
ции, достзгающий 25—30 мА, что -на работающей маши¬
не может вызвать сброс мощности 50—60. МВт Для
защиты от этого в цепь іштаичя подмагничивания вклю¬
чено резе напряжения PH, которое при потере питания
разрывает дань динамической катушки.
На клеммы 1—2 п 3—4 могут быть заведены до¬
полнительные сигналы Если эти выходы не используют¬
ся, то .клеммы 1—2 и 3—4 должны быть закорочены
перемычками Питание БРФ происходит от сети пере¬
менного тока 220 В, 50 Гц через стаби іизатор С-0,16,
потребляемая мощность не более 40 Вт па холостом ходу
ходу и 120 Вт при срабатывании БРФ Входной ток
■051 t-'зу & ПРН сопротивлении динамической катушки
140 Ом, что соответствует 3,2 неравномерности.
Длительность переднего фронта импульса на одну’
•неравномерность пе более 15 мс, па две неравномерно-
егі не более 25 мс (ом рис. 13.1,6). Длительность
импѵльса fe регулируется в пределах (0,5—0,9 с)—5%.
Длительность заднего фронта импульса t —8 с±20%
Конструктивно БРФ выполнен в виде встраиваемого
прибора Размещается БРФ в вырезе лицевой яанелн
БЩУ Габаритные размеры 200Х 60x500 мм В защит¬
ном металлическом корпусе размещается шасси, на ко¬
тором см оптирован а электрическая схема устройства к
прикреплена типовая панель
Внешние соединения прибора осуществляются через
разъем, размещенный на задней стейке корпуса
При поступлении на БРФ сигнала формирователь
вырабатывает импульс на закрытие регулирующих кла¬
панов Сформированный имиузьс усиливается магнит¬
ным уептптелем до амплитуды, соответствующей 3 не¬
равномерностям, и реализуется через ЭРП. (Под 1 не¬
равномерностью понимается сигнал, подаваемый на
обмотку ЭМП и вызывающий перемещение регулирую¬
щих клапанов из положения, соответствующего номи¬
нальной нагрузке, .и положение, при котором турбина
полностью сбросила нагрузку и переходит на холостой
ход.) Сигнал в 3 неравномерности позволяет существен¬
но увеличить быстродействие я приемистость системы
регулирования- благодаря быстрому открытию дополни¬
тельных площадей для слива рабочей жидкости из ли¬
нки 1 го усиления и как следствие форсированному за¬
крытию клапанов
Испытания блоков релейной форсировки,
которые проводились на ряде электростанций,
выявили высокую эффективность их примене¬
ния. Так. например, анализ осциллограмм
сброса нагрузки 275 МВт на Приднепровской
ГРЭС показал, что сигнал на закрытие регу¬
лирующих клапанов турбины подается на
0,06 с раньше, прежде чем отключится выклю¬
чатель генератора, а заброс частоты враще¬
ния при этом равен 2,96 с-1.
Сбросы нагрузки в 100 МВт с включением
БРФ и без пего показали, что заброс частоты
вращения без БРФ составляет 2,5 с-1, при
включенном же БРФ заброс составил 0,93с-1.
Эффективность БРФ видна и из табл. 13. 1, в
Таблица 13-1
Прирост частоты вращения ротора после сброса
нагрузки при включенном и отключенном БРФ
в Сбрасы¬
ваемая на¬
грузка,
“ МВт
Ус.ПОЕЗЯ
сброса
Частота сра¬
щения ротора
до сброса
нагрузки, с-1
Частота вра¬
щения ротора
после сброса
нагрузки, с'1
Прирост
вращения
ротора,
100
С БРФ
50,11
50,88
0,77
100
Без БРФ
50,26
52,75
2,49
200
Без БРФ
49,78
53,78
4,0
26а
С БРФ
49,81
52,43
2,62
которой приведены результаты сбросов наг¬
рузки, проведенных на Криворожской ГРЭС.
Электромеханический преобразователь
(рис. 132) предназначен для преобразования
электрического сигнала в пропорциональное
перемещение штока ЭМП, к которому помимо
электромагнитной силы Fs приложена проти¬
водействующая сила Гор, создаваемая механи¬
ческими элементами — пружинами. Характе¬
ристики действующих и противодействующих
сил подобраны таким образом, что ЭМП рабо¬
тает в пропорциональном режиме. Подвижная
система ЭМП представляет собой колебатель¬
ную систему, которая характеризуется собст-
167

венной частотой fo и козффпциентом демпфн-
рования t
По принципу действия электромеханический преоб¬
разователь электродинамический, т е сизы, Леиствуюише
на подвижный элемент, возникают в результате взаимо¬
действия магнитного поля в зазоре с током подвижной
катѵшкч По типу подвижного элемента — с перемещаю¬
щейся динамической кагушкой, по направлению переме¬
щения _ катушка перемещается перпендикулярно на¬
плавлению линий магнитного іюля. ЭМ11 такого іипа
называют также устройствами с изменяющейся пло¬
щадью полюсов По виду перемещения подвижной си¬
стемы — с поступательным движением
Основные характеристики и параметры
ЭМП:
1>Т ЯНСИ м о л с, in I, - -к	-
мешение его я при максимальном входим
свгяалеА,™.	„ими-
системы ЭМП
подвижной
(13.9)
зависимость перемещения якоря Э-МП от вход¬
ного электрического сигнала
х=)(і)>	(і33>
гдс і _ мгновенное значение тока, А; х —
мгновенное значение перемещения штока, см
Силовая ха рактеристика — зави¬
симость электромагнитной силы, приложенном
в катушке, от величины тока и перемещения
где т — масса подвижной часта, кг.
' Как отмечалось выше, раоота ЭМП ос«°
вапа на взаимодействии тока протеюаю)щего
по Обмотке динамическеи катушки 13, с по
с?ояіХ магнитным полем. Постоянное маг¬
нитное поле создается в кольцевом воздушном
зазоре с помощью магнитной системы, сост -
ящей из магнитопровода 2. одновременно яв-
ХХя корпусом ЭМП, сердечника 4 и
обмотки подма.ничивания 3 Выводы обмотки
подмагничивания5 выполнены через‘■^^елъ~
ИЫЙ разъем 6, размещенный на обойме 6.
“Свлшощй сигнал „ери контакты №
ммю w»m 6 » гиб|і,“-’ «хи»»явм,ж
кольцевом зазоре пропорционально току, про-
текающемѵ по обмотке катушки.
„альяыс сиговые хареиерпсты, JM11
Центровка днпмоЛ катушки, »ЧР№
1И,поВ на штоке 15, осуществляется с , о-
наибольшие
перемещения'обеспечиваются благодаря про
фр^е™ваннь,м пазам, вынолвенкым.ко =а;
“м iss-e—
НОЙ системы и обойма 14 выполнены нз не-
магнитного материала.
”..Г
(13.4) стоянньш
ная сида при среднем (начальном) поло¬
жении якоря —электромагнитная сила, соот¬
ветствующая максимальному входному сіи
налу. В частном случае она выражается

(13 5) мирах ’ напряженности
г л^ыаъс,	'		О9.ЯППР тГпОПО'
где Л1 —постоянная электромеханической свя¬
зи, Вс/см; /Макс— максимальное значение пос¬
тоянной составляющей тока. А-
Максимальная мощность у прав¬
ления— мощность, потребляемая ЭМП при
максимальном входном сигнале и максималь¬
ном отклонении штока
РмаКС=/2МажК,	(13 6)
где R — омическое сопротивление. Ом.
Электрическая постоянная вре¬
мени — отношение индуктивности обмотки ди¬
намической катушки при среднем (началь¬
ном) положении штока к активному солротив
лению обмотки
индуктивность, Гн.
л2.
(13 8)
где Сь— эквивалентная жесткость.
168

10
58,8
подвижкой
подвижной
16
си
12
Основные технические характеристики ЭМП
ниувивитииопь -в районе «у»
ния штока) .	•	- -	/	>
Допустимое перемещение штока вверх
из” среднего положения, мм
Допустимое перемещение штока впи
из среднего положения, мм
Усилие на штоке,при токе дипамиче
ской нагрузки 430 мА, II - - -
Мощность управления на 1 неравно
меонесть, В А -	•	•	• ‘
Бремя отработки сигнала в 1 неравно
Вре>щЮотработки сигнала в 3 неравно
мерности, с	- •
Резонансная частота
стемы, Г ц
Собственная частота
стемы, Ги .	•	- ■	77
Температурная погрешность, in ■ ■
При транспортировке ЭМП выход штока закрывают
предохранительным стаканом 18.
Статическая характеристика нагруженного
ЭМП может изменяться после сочленения
штока ЭМП -с помощью соединительном муф¬
ты с ГУ за счет сил сухого- трения, суммиру¬
ющихся с эквивалентной жесткостью, уста¬
новленной в первом каскаде Г«.
Следует отметить, что эффективным средством
уменьшения сят сухою трения является придание вход¬
ному оргапѵ ГУ осци ілирующих движении, а для П,
имеющих в'качестве первого -каскада золотник с мини-
^=™Д^орама, оХіЧТЯШІЯ является НСООАЦЩІМОИ
предпосылкой нормальной раоот-ы, так как устраняет
явление облитерации При этом для каждою типа ЭГП
оптимальное значение осцилляции определяема эі.спер -
мситальіым <іѵтем Основными параметрами оецшии-
рѵющей составляющей является амп
форма осциллирующего напряжения Диапазон .астот
ЭМП устанавливается на ГУ, а весь узел
ЭГП размещен на передней опоре турбины.
13.2. КОНТРОЛЬ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО
СОСТОЯНИЯ ТУРБИНЫ И ЕГО ЗАДАЧИ
Экономически целесообразное повышение
начальных параметров пара (23,5 МПа и
540° С) обусловливает наличие высоких на¬
пряжений в деталях и отдельных элементах
конструкции турбины. Для обеспечения мак¬
симальной экономичности осевые и особенно
радиальные зазоры между вращающимися и
неподвижными элементами проточной части в
ряде случаев составляют десятые доли мил¬
лиметра'. Возникает проблема контроля рас¬
четных зазоров, которые должны -сохраняться
либо изменяться в допустимых пределах в за¬
висимости от режимов работы турбины
Особо важное значение -приобретает конт¬
роль за тепловым состоянием турбины при -не¬
стационарных режимах работы -в период пу¬
ска, нагружения и останова. Надежность ра¬
боты турбины в нестационарных режимах оп-
педеляется двумя -основными факторами —
уровнем температурных напряжении в элемен¬
тах турбины и величинами относительных,
расширений роторов.
Для удовлетворения требовании защиты и
контроля за работой управляемого дистанци¬
онно турбоагрегата разработана система кон¬
трольно-измерительных приборов, ПОЗВОЛЯЮ¬
ЩИХ осуществлять контроль п регистрацию ос¬
новных параметров я механических величин.
К числу основных параметров и механиче¬
ских величин, подлежащих контролю и во¬
шедших в перечень рекомендации по паровым
турбинам и технические условия на паровые
турбины Международной электротехнической
комиссии (МЭК), относятся.
частота вращения ротора турбины,	]<Бт
нагрузка,	..-„а*
перемещение стопорных и регулирующих кла¬
панов,	_	*
давление рабочей жидкости системы регули-
роваяия,

температура металла опорных подшипников, С
темяерзтѵра металла упорных колодок,
осевое положение упорного греопя относи¬
тельно корпѵеа подшипника,
относительнее расширение ротора .1 статора
в іюбой из опасных точек,
осевое расширение корпуса от фп-кс пунша,
эксцентриситет вала ротора,
вибрация стульев подшипников или вала,
температура пара, мета іла я разность темпе¬
ратур особенно во время пуска или в ис-
реходных режимах.
Указанная система включает
Указанная система включает в себя вто¬
ричную аппаратуру контроля и регистрации
перечисленных параметров, а посредство ■
контактных групп формируются команды на
включение световых табло и аварийных сиг¬
налов, если таковые требуются
Обеспечение оператора необходимой ин¬
формацией тепломеханического состояния тур¬
бины позволяющей вести контроль при уп¬
равлении турбоагрегатом, предупреждение
аварийных ситуаций, сокращение времени пу¬
ска составляют круг задач, решаемых с по
мошью средств коптролыю-измерителытои ап¬
паратуры.
13.3. УСТАНОВКА КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ
ПРИБОРОВ НА ТУРБИНЕ
Рассмотрим принципиальную схему, по
которой производится установка контрольно-
измерительных приборов, и кратко охаракте¬
ризуем основные измерения, -позволяющие
обеспечить эксплуатацию турбины в заданных
режимах, экономичность, а главное высокую
надежность в безопасность работы
"Все измерения можно условно разбить да
три группы:
эксіплу атационные;
технологлческис;
механические.
169

Эксплуатационные измерения —
замеры давления и температуры как свеже¬
го, так іи вторичного перегретого' пара, ваку¬
ума в конденсаторе, расхода тепловой и от¬
пускаемой электроэнергии. Все эти -измерения
используются не только как самостоятельные
контрольные величины, характеризующие эко¬
номичность турбоустановки, «о и как исход¬
ные данные, необходимые для вычисления
удельных расходов, коэффициентов полезного
действия и т д
Технологические измерения —
замеры давления и температуры, которые кос¬
венно характеризуют состояние отдельных
узлов ту рбтены либо целых систем, таких .как
система ма-слоспабжения, система регулиро¬
вания По давлению в масляной системе и
температуре масла на сливе с подшипников
можно судить об их работоспособности, по
перепадам давления на маслоохладителях —
о необходимости их профилактики, а па
фильтрах — о степени их загрязненности и
т д Состояние системы регулирования оцени¬
вают по давлениям рабочей жидкости в сило¬
вых и импульсных линиях.
Аналогично осуществляется контроль за
■работой регенеративной системы, определяет¬
ся эффективность работы 'подогревателей, кон¬
денсата турбины и т. д.
Измерения механических ве-лм-
ч п н, проводимые -на турбине, составляют
около 50% общего количества измерений мг-
170
хапнтеских величин па блоке, к которым от¬
носятся:
Частота вращения ротора. Контроль часто¬
ты вращения ротора необходим в период про¬
грева либо охлаждения ротора на валопово-
роте, при выполнении пусковых и остановочных
операций, контроле прохождения критических
частот вращения, настройке автоматов безо¬
пасности', а также синхронизации генератора
с сетью.
Эксцентриситет (искривление) вала ротора.
Контроль эксцентриситета роторов необходим
для оценки искривления, которые могут появ¬
ляться из-за неравномерного прогрева при пу¬
ске либо охлаждении — при остановах турби¬
ны. Искривления роторов, даже кратковремен¬
ные, могут привести к повреждению уплотне¬
ний, а также явиться причиной повышенной
вибрации турбины.
Относительное расширение ротора. Конт¬
роль за относительным расширением ротора
позволяет косвенно определить осевые зазо¬
ры между вращающимися и неподвижными
частями турбины во всех режимах работы и
своевременно принять меры для предотвраще¬
ния задеваний.
Осевой сдвиг ротора. Контроль за осевым
сдвигом ротора позволяет определить смеще¬
ние ротора относительно упорного подшипни¬
ка. Осевой сдвиг ротора зависит от режима
работы турбины и характеризует осевую на¬
грузку. Кроме того, осевой сдвиг позволяет
-косвенно судить о степени заноса примесями
водного теплоносителя проточной части тур¬
бины, что позволяет рассматривать осевой
■сдвиг и как технологическое измерение. Пре¬
дусмотрена защита от недопустимого осевого
■сдвига.
Абсолютное расширение корпуса турбины
.характеризует тепловое расширение элементов
конструкции турбины в осевом и радиальном
направлениях Наиболее важным нз них яв¬
ляется расширение в осевом направлении, по¬
скольку оно достигает больших величин При
этом свободное расширение корпусов осуще¬
ствляется относительно неподвижной точки за¬
крепления. называемой фикс-пунктом.
Вибрация. Контроль за изменением вели¬
чин, составляющих вибрации подшипников
турбины, проводится для обеспечения безопас¬
ности эксплуатации турбины Массивные ро¬
торы турбины представляют собой сложную
колебательную систему, подверженную воз¬
действию высоких температур, вызывающих
искривление роторов, а следовательно, смеще¬
ние центров тяжести; воздействию через рабо¬
чие лопатки переменного поля скоростей рабо¬
чего тела; возмущения со стороны генератора
и поэтому — все это требует постоянного кон¬
троля вибрации, а в случае превышения допу¬
стимых норм — принятия срочных мер вплоть
до останова турбины.
Прослушивание уплотнений позволяет осу¬
ществлять контроль за состоянием элементов
концевых уплотнений и своевременно прини¬
мать меры в случае выявления повреждений
гребешков уплотнений или задеваний, харак¬
теризующихся характерными шумами в диа¬
пазоне звуковых частот.
Схема контроля турбины К-300-240 приве¬
дена на рис. 13.3. Размещение датчиков на
турбине осуществляется согласно чертежам
установки контрольно-измерительных прибо¬
ров, па которых указаны места установки,
требования к механической обработке поверх¬
ностей металла в местах контакта с датчиком,
приведены разосзы и сечения, поясняющие
способы крепления и фиксацию датчиков
Теплотехнический контроль турбины осуще¬
ствляется приборами государственной системы
промышленных приборов и средств автомати¬
зации (ГСП), а также нестандартной аппара¬
турой, поставляемой совместно с турбиной
Нестандартная аппаратура, входящая в ком¬
плектную поставку с турбиной, рассмотрена
.ниже
13.4. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ
Температурные измерения, проводимые па
турбоустаповке, основном и вспомогательном
оборудовании, отличаются многообразием и
имеют целью способствовать снижению опас¬
ности термоусталостной повреждаемости эле¬
ментов турбины; повышению эффективности
эксплуатации за счет сведения к минимуму
отклонений условий работы турбоагрегата от
расчетных. При этом учитываются не только
те отклонения, которые вызывают немедлен¬
ный выход оборудования из строя (к приме
ру выплавление баббитовой заливки колодок
упорного подшипника, ведущее к недопусти¬
мому осевому сдвигу), но и отклонения, ко¬
торые в условиях частых пѵсков и остановов
турбины накапливаются и могут привести к
усталостному разрушению материала.
Кроме рациональной структуры и правиль¬
ного подбора методов и средств температур¬
ного контроля, необходимо обеспечить опти¬
мальные формы и качество отображения по¬
ступающей информации.
В системах температурного контроля тур-
боустановки информация представляется опе¬
ратору с помощью шкальных показывающих
приборов, шкальных показывающих и само¬
пишущих приборов. Широкое распространение
получили мнемосхемы и мнемотабло, рас¬
полагаемые на щите в поле зрения опера¬
тора.
' На рис. 13 4, а приведен эскиз установки-
термопар для контроля температуры металла
стенок клапанов парораспределения ЦВД,
а также сменок наружного корпуса ЦВД и
ЦСД Термопары устанавливаются симмет¬
рично -па верхней и яижней половинах цилин¬
дров, при этом -на ЦВД в трех сечениях, а на
ЦСД в'двух сечениях Такая расстановка тер¬
мопар позволяет производить измерение не
только абсолютных значений температур, но
и .их разностей, представляющих особый ин¬
терес.
' Надежный контакт термопары с -поверхно¬
стью металла, температура которого измеря¬
ется, обеспечивается надлежащей чистотой
поверхностей соприкосновения и усилием сжа¬
той пружины 13, для чего торцевая поверх¬
ность А термопар (рис 13.4) пригоняется
к поверхности металла по краске. Контакт
должен быть обеспечен .не менее чем на 90%
контактной поверхности После подгонки кра¬
ска удаляется, а соприкасающиеся поверхно¬
сти тщательно обрабатываются обезжириваю¬
щим составом.
Двухкорлусная ыжструкция цилиндров
высокого и среднего давления существенно ус¬
ложняет задачу замера температуры внутрен¬
него 'корпуса ЦВД и ЦСД не только с точки
зрения сложности технологии установки- тер¬
мопар при монтаже, но и обеспечения .контак¬
та рабочей поверхности термопары с метал¬
лом^ высокой надежности ее работы в тяжелых
условиях длитедьшчі эггплуатации. Термопа-

Рис 13.4. Устаповка приборов контроля температуры п
давления.
, наружного корпуса ЦВД и ЦСД; б —
ры подвержены воздействию вибрации, омы¬
ваются потоком лара в межкорпусном прост¬
ранстве, испытывают дополнительные нагруз¬
ки при различных деформациях наружного и
•внутреннего корпусов.
13.5.
Контроль температуры шпилек ЦВД (а);
		 ПІЭТІ5ИОВЫХ	термометров сопротивления'
ТСП-309 во вкладышах опорного подшипника (б) іг
упорного подшипника (в)
На рис 13.4,6 показана установка группы
датчи-ко® для замера температуры металла.,
пара и давления пара. С помощью термопа¬
ры й измеряется температура металла -внут¬
реннего корпуса ЦВД. Термопара изготавли¬
вается заводом и поставляется вместе с тур¬
биной. Габаритные размеры указанной
термопары: 1100 мм по высоте и 320 мм по-
ширине петли. Наличие петли позволяет ском¬
пенсировать все температурные расширения
не только самой термопары, но и взаимные
смещения наружного- от внутреннего корпусов.
Для предотвращения пров-орота термопары,,
который может •привести к нарушению кон¬
такта рабочей поверхности термопары с 'по¬
верхностью корпуса, термопара в пространст¬
ве фиксируется с помощью держателя 9. Кон¬
троль температуры пара ів камере за регули¬
рующей ступенью осуществляется термопарой
С помощью термопары 2 производится за¬
мер температуры пара в межкорпусном про¬
странстве ЦВД. Отбор для замера давления
в камере за регулирующей ступенью осущест¬
вляется с помощью устройства 7, представля¬
ющего собой импульсную трубку.
На рис. 13.4, в приведен эскиз установки
термопары для замера температуры металла
внутреннего корпуса ЦСД.
172

Замер температуры шпилек наружного
корпуса”ЦВД и”ЦСД осуществляется термо¬
парами ТХА-146 с глубиной поіруженпя
1250 мм- Термопары устанавливаются в •спе¬
циальных сверлениях, -выполненных в шпиль¬
ках. Шпильки с термопарами устанавливают¬
ся симметрично с левой а-і правой сторон ЦВД
и ЦСД. Эскиз установки термопар приводен
на рис. 13.5, а.
Контроль температуры баббита подшишіи-
ков осуществляется платиновыми термометра¬
ми -сопротивления ТСП-309. Эскиз установ¬
ки термометров сопротивления в колодках
упорного подшипника приведен на .-рис.
13 5,6. Контроль температуры осуществляет¬
ся в восьми колодках упорного подшипника,
т. с по четыре точки замера температуры со
стороны регулятора и 'генератора
13 опорных подшипниках (их -пять) уста¬
новлено но одному термометру сопротивле¬
ния Эскиз установки ТСП-309 в опорном под¬
шипнике приведен на рис. 13.5, в Выводы
термометра сопротивления выполнены пр
дом ПТЛЭ-200 -сечением 0,35 мм2
Контроль температуры стенок першускпых
труб ог блоков парораспределения к паро¬
впускной части ЦВД осуществляется поверх¬
ностными термопарами. Термопары устанав¬
ливаются в специальных сверлениях, после
чего зачеканиваются
На турбинах К-300-240 для измерения
давления применены технические образцовые
манометры ОБМІ-ІОО, маповакуумметры
ОБМВ1-ЮО, контактные манометры. Дтя
дистанционной передачи показаний величин
давления применяют манометрические датчи¬
ки с элсктродистанционной передачей ти¬
па МЭД соответствующих модификаций
13.S. ИЗМЕРИТЕЛЬ ЭКСЦЕНТРИСИТЕТА РОТОРА
Измеритель эксцентриситета ротора пред¬
назначен для непрерывного контроля прогиба
ротора путем измерения биения его свободно¬
го конца при пусках и остановах турбины
На турбине К-300-240 установлены два
комплекта измерителя эксцентриситета, изме¬
ряющие биения роторов цилиндра высокого
и среднего давления. Пределы измерений от 0
до 0,2 мм. Схема расположения датчиков из¬
мерителя эксцентриситета ротора приведена
на рис 13.6,а
Па рис. 13.6,6 приведена блок-схема уст
ройства” для измерения эксцентриситета, где
указаны индуктивные трансформаторные дат¬
чики 1, 2 ѵ, электронный блок, состоящий из
измерительной части и генератора. Генератор
частотой 500 Гц, являющийся источником
питания датчиков, представляет собой лампо¬
вый генератор звуковой частоты. Применение
Рис. 136. Измеритель эксцентриситета ротора.
повышенной частоты позволяет производить
измерения эксцентриситета ротора в Широком
диапазоне частоты вращения и одновременно
повышать помехозащищенность от наводок,
искажающих показания прибора Питание
устройства осуществляется от сети переменно¬
го тока через стабилизатор напряжения 6.
Принцип работы измерителя эксцентриси¬
тета основан иа измерении воздушного зазора
между сердечниками датчиков 1 и 2 и валом
ротора 3. При наличии эксцентриситета зазор
изменяется с частотой, пропорциональной ча¬
стоте вращения ротора. Для увеличения
чувствительности устройства последнее ком¬
плектуется двумя датчиками, установленными
диаметрально противоположно в горизонталь¬
ной плоскости по обе стороны ротора и вклю¬
ченными по дифференциально-трансформа¬
торной схеме
На вторичных обмотках (рис 13 6,6) дат¬
чиков / и 2 формируется сигнал несущей
частоты, модулированный частотой биений
е ?
Рис. 13 7. Датчик измерителя эксцентриситета ротора.
I — крышка; г — сердечяяк; 3 — катушка; 4 — штепсельпый
разъем, 5—кронштейн 6 — гайка. 7 — коріус. У — фйксатор

Рис 13.7а Принципиальная схема электронного блока измерителя эксцентриситета ротора
вала ротора, с амплитудой модуляции, про¬
вор цііональной эксцентриситету.
'Датчик эксцентриситета приведен на
рис 13 7. На среднем керне Ш-образногс
шихтованного из электротехнической ста¬
ли Э-44 сердечника 2 размещена катушка 3
с двумя изолированными друг о г други
обмотками Обмотки по 2600 витков каждая
намотаны проводом ПЭВ-2 диаметром 0,1 им
Крышка датчика 1 изготовлена из пласт¬
массы, кронштейн 5 ц корпус датчика / —нз
немагнитного матерпаиа (латунь ЛС59-1).
Для предохранения обмоток от воздейст¬
вия обводненного масла, находящегося в ме¬
стах установок датчиков, после сборки датчик
заливается компаундом эпоксидкой смолы.
Выводы обмоток датчика выполнены через
штепсельный разъем 4. Установка рабочего
зазора между датчиком и валом осуществля¬
емся іайкой 6
Схема установки датчиков на турбине при¬
ведена на'рис. 13.3 н 13.6. Датчики устанав¬
ливаются на специальных площадках и кре¬
пятся двумя болтами со стопорными шайбами
ссіаіювка датчиков производится в соответ¬
ствии с требованиями паспорта па устройство.
Указанные в паспорте зазоры должны бытъ
выполнены с точностью ±0,05 мм.
Электрические соединения от разъемов
датчиков до клеммной коробки турбины вы¬
полняются неэкранированным маслостойким
проводом в отдельной трубе, а от клеммной
коробки турбины до электронного блока одно¬
жильным экранированным проводом сечепи-
ем 0,75—2,0 мм2.
Электронный блок, состоящий из источника
ши ания датчиков — генератора синусоидаль¬
ных колебаний »асготой 500' Гц, усилителя,
диодного вольтметра и источника питания
устройства, выполнен в корпусе щитового
прибора, на передней панели которого уста¬
новлен показывающий прибор. Шкала прибо¬
ра проградуирована в миллиметрах. Элек¬
тронный' блок' устанавливается на блочном
или местном щите управления При установ¬
ке на местном щите управления на блочный
щит выносится дополнительный показываю¬
щий прибор (миллиамперметр), ірадуирован-
ный в тех же делениях.
На рис 13 7а приведена электрическая
принципиальная схема элекіропного блока
изм ери геля эксцснтр >'сіп ета.
Монтаж электронного блока выполнен на
вертикальном выдвижном шасен. к которому
крепятся печатная плата, панель управления,
лицевой і?педь и источник питания.

На печатной плате размещаются радио¬
лампы, резистоцы, конденсаторы и т. п. На
панели управления установлены резисторы
с переменным сопротивлением, тумблер вклю¬
чения прибора, переключатель рода работ
II кнопки. На лицевой панели установлены
показывающий прибор, сигнальная лампа
и предохранитель‘Блок питания устройства
размещен в задней части шасси. Штепсельный
разъем' для внешних соединений приоора
установлен на задней стенке корпуса. Элек¬
трические соединения всех узлов, размещен¬
ных на шасси, с разъемом выполнены посред¬
ством жгута. Жгут укреплен на металлической
изолированной спиральной пружине, один
конец которой вместе со жгутом, крепится
к корпусу, а второй — к кронштейну на шасси
прибора/Такое ‘исполнение жгута позволяет
выдвинуть шасси из корпуса прибора практи
чески на всю длину до упора. При этом, не
нарушается работоспособность прибора и обес¬
печивается удобство при наладке и выполне¬
нии регламентных работ на приборе.
Питание устройства осуществляется стаби¬
лизированным напряжением 127 В, 50 Гц от
внешнего феррорезонансногр стабилизатора.
13.6. УСТРОЙСТВО КОНТРОЛЯ ОТНОСИТЕЛЬНОГО
РАСШИРЕНИЯ РОТОРА ТУРБИНЫ
Устройство контроля относительного рас¬
ширения ротора относительно корпуса турби¬
ны” (ОРР) предназначено для индикации
и записи величин расширения, а также авто¬
матической сигнализации при достижении
предельных величин расширения На турбине
установлены три комплекта устройства кон¬
троля ОРР.
” Следует отметить, что в процессе поставок
турбин' проводились работы по модернизации
устройства. За весь период выпуска серия
тѵцбіін К-300-240 оснащена тремя модифика¬
циями устройства ОРР. Остановимся вкратце
на первых двух модификациях ОРР и подроб¬
но рассмотрим третью В комплект устройства
входят датчик и панель ОРР-
На цис. 13 8 приведены принципиальные
схемы контроля относительного расширения
ротора, смонтированные па панелях О1 Р.
Рассмотрим модификацию ОРР двусторонне¬
го действия Принципиальная схема ОРР дву¬
стороннего действия приведена на рис. 13 8,а
Особенностью данной схемы является иатпчпе на
йух пар вторичны! оЬіогак, ври™. <А£П
имеют неодинаковое число витков. т е яри
исходных зазорах между гребнем и кернами напряже¬
ния на выходе обмоток датчика не равны ну тіо, что
обеспечивает чувствительность схемы к направлению
смешения рогора.	„„г.™-.
Таким образом, при смещении ротора ® одну сторо¬
ну разность напряжений на выходе одной нары оомоток
будет увеличиваться, а на другой - уменьшаться, а при
ісщсиив в другую сторону все произойдет наоборот
....		 ^„Шсогллти?t'.vfl ТОЯЯСОООЗЛаТОП
Индуктивный датчик дифференциально трансформатор
кого тяпа ДОРР представ.---	грп-
СВОЙ
эрочсшю:
На среднем 	— —-
пая обмотка, -питаемая от понижающего трансформа¬
тора па 220/24 В мощность,! "
тается от стабг•> и,пп
юложепы на краі
во внутреннюю подастъ д;
ную цеііъ датчика через воз
щеиин ротора зазоры между
нем одновременно изменяют
зетзленні
с кернах дагчи-
вала, входящий
іыкает магнит-
зоры Прп сме-
чериамн и греб
гннтными потоками
чипу, при это.:
зо вторичных
,ая пара’ обмоток
в -которые вклю-
Разность
обмельах датчика первой пары, выпрям тяется даодпна
мостом ДІ—Д4, В диагональ которого 3™е;'апяоб^К
ка пеле РКН-1. Поскольку телефонные реле типа і мі
нс имеют устоойсива для регулироваапя напряжения
срабатывания/последовательно с ре те включен рези¬
стор с переменны?.! сопротивлением
'Разность напряжений второй пары п
теля Д5—Д8 поступает па цепочку __
	- ГЛ DZ п<«Т!ЛЯЯ1Г»|1||И
обмотв
прибор типа ПСР,
С резистора R4 снимается сига
врнбир ПСР, ЭПСМ-00-2,1
панели регистраторов Ыи
Вторая модификация ОРР
является односторонней и
использован датчик меныг
сличается те>
рассмотренном усгр
статном рассмотрен!
не те іс.фокпых реле, в дап-
зряжетия типа ЭП524/М34,
что позволяет настраивая их н
мир.овать предупредительный и
пне фазочуэстжтельного
25 Как л в прсдыдущеі
<а формирования сигнал
Потребляемая -мощи1
ОРР На турбине установлены
іоказывающий -приоор
;ме, предусмотрена це-
м-одификаші
чик ОРР вторичлын цриоор	р- —
Датчики установлены в картерах	-h.
тиатсов высокого давления — датчик ОРРЩ5Д сред
него давления -датчик ОРРЦСД, вязкого давления-
пятчіік ОРРЦНД- Все три датчика одинаковые _
На соединительной части муфт и на ночумуфте іе-
n«r.™nt -выполнены іЮСбнИ для датчиков игг іри
Приноди действия устройства ОРР основан на ком-
гяітиочном методе измерения с компенсацией нсоа-
ческой цепи датчиков Один из датчи-
ьный ОРР установлен на турбине, вто-
■во вторичном.
прі
ая ишк-і™ ~	ОРР соединена no¬
te с обмоткой возбуждения 1У4 компенси-
г’П’ка представляющего собой ферродинами-
-1К типа ПФ2. Первичные обмотки .питаются
оГ^рансформатора ТР напряжением 26 В,
50 Гц п обтекаются общим током. Вторичные убмото.
датчика ОРР (1Г2 и TV's) соединены между собой ветре і-

но и последовательно с компенсационной обмоткой 14,
размещенной ла рамке компенсирующего датчика КД
Схема работает следующим -образом Если гребень
ротора находится в среднем положении, то эд с на
вод імые азо вторичных обмотках датчиков ОРР, взечмо-
компеяснруются и выходное напряженіе равно нулю
Паи изменении геометрических -размеров ротора иод
действием температурных перепадов т-реоень ^мешаясь
в осевом направлении, вызывает разбаланс схемы по¬
явившееся напряженке разбаланса как разность лапря
>;ѵ=ччіі последовательно включенных вторичных оОмогок
Ж, 14 датчика ОРР и напряжения компенсирующем
обмотки ѴЛ. подается на вход фазочувствитслм+ого усн-
□итетя напряжения промышленной частоты
фазовая чувствительность усилится ооеспечіівае.ся
ѵсіпчтсэем мощности, который -питается пульсирующим
напряжением. Нагрузкой усилителя является Убавляю¬
щая обмотка реверсивного двигателя Ось двнга.еяя
через кинема гичеокѵю схему связана со стрелой показы¬
вающего и регистрирующего приборов а также с рам-
г ..		 — .....іпмѵтіпѵѵѵпав СИПЛС1ТКЯ Іѵч
Ротор двигатеія вращается до тех пор. пока -яапря
..	тоjr.-ncri-rpr і'іт ѵгля поворота рам¬
ки і-e ©компенсирует аанряжепие шори-іких обмоток
Wz Ws датчика ОРР Двигатель прибора реверсивный
Реверс двшателя обеспечивается подачей пульсирующе¬
го напряжения соответствующей фазы с фазочувстви¬
тельного усилителя на управляющую со мотку последи©
го Величина перемещения гребня ротора отсчитывается
при этом по шкале прибора ..
1 Датчик ОРР но принципу действия инауктивныи
Изменение шщуктявности обмоток цроисхо <ит при осе
вом перемещении гребня ротора, вызывающем изменение
величин зазоров а и b (см. рис 13 8,с и о)
Общий вид индуктивного датчика приведен
на рис. 13.9,а. Магнптопровод датчика пред¬
ставляет Ш-образный шихтованный сердеч¬
ник 3 из пластин электротехнической стали
с установленными на нем тремя катушка¬
ми /, 2 и 4 /Магнитопровод укреплен в корпу¬
се выполненном из немагнитного материала.
Корпус состоит из основанпя 8„ п крышки Ь.
Для защиты обмоток от воздействия обвод-
неппого турбинного масла датчики заливаются
эпоксидным компаундом. Первичная обмотка
датчика содержащая 600 витков прово¬
да ПЭТВ-2 сечением 0.41 мм, выполнена на
катушке 2 и расположена на среднем стержне
сердечника 3.
' Две вторичные обмотки ѴѴ2 и IV3, содержа¬
щие по 1200 витков каждая провода ПЭТВ-2
сечением 0,18 мм, выполнены на катушках 1
и 4 и расположены па боковых стержнях сер¬
дечника. Вторичные обмотки соединены
встречно Выводы обмоток выполнены через
штепсельный разъем 7 и посредством термо-,
влаго- и маслостойкого кабеля выведены на
клеммную коробку турбины
На турбине датчик устанавливается в спе¬
циальном приспособлении (рис. 13. 9,6). При¬
способление позволяет имитировать ^относи¬
тельное расширение ротора на стоящей маши¬
не перемещением датчика 13 относительно
гребня 14 вдоль осп ротора при испытаниях и
настройках ОРР- Установка датчиков произ¬
водится с соблюдением зазоров, указанных в
паспорте устройства. При этом ротор должен
быть прижат к колодкам упорного подшипни¬
ка со стороны генератора.
После проверки вращением маховичка-ука¬
зателя Ю (рис? 13 9?б), выведенного наружу,
производится установка датчика в исходное
176

положение. Для предотвращения касания дат¬
чиком гребня предусмотрены регулируемые
упоры 11 и 12, ограничивающие осевые сме¬
щения датчика
Б качестве вторичного устройства приме¬
нен прибор вывода информации с ферродика-
мпческим компенсатором, самопишущий, по¬
казывающий типа ВФ'С*.
Прибор позволяет производить визуаль¬
ный отсчет величины относительного расши¬
рения ротора по шкале прибора, а также
производить непрерывную запись в прямо¬
угольных координатах на диаграммной лепте
с шириной поля записи 100 мм Комплект при¬
бора с датчиком является устройством кон¬
троля, регистрации и сигнализация. Класс
точности прибора по записи I, по показани¬
ям 0,6
Для согласования работы датчиков ОРР с
компенсационным ферродинамичсским преоб¬
разователем в прибор'ВФС внесено измене¬
ние, заключающееся в установке переменного
сопротивления 10 кОм (см. рис 13*8,6) типа
ППЗ. Кроме того, выходное и рабочее лекала
прибора и шкалу заменяют специально изго¬
товленными дтя данного устройства. На шка¬
ле буквами Р и Г обозначено направление
расширения ротора — соответственно 'в сторо¬
ну регулятора Р и в сгоропу генератора ' Г.
Буква К означает положение стре іьи при
контроле прибора
Для литапия прибора первичных обмоток
измерительного я компенсирующего датчиков
в приборе предусмотрен трансформатор Для
выбора напряжения питания на задней стенке
прибора установлена специальная колочка.
Внешние соединения прибора осущсст тся
через три разъема
Для проверки работоспособности прибора
предусмотрен тумблер /( «Контроль» при за¬
мыкании которого стрелка должна устанав¬
ливаться па контрольной е К шкалы
прибора.
Сиінализация о достижении предельных
значений относительных расширений осущест¬
вляется с помощью системы, евгпалгтирт to-
щей «Расширение ротора велико», «Укороче¬
ние ротора велико»
Корпус предназначен для щитового монта¬
жа, что позволяеі устанавливать прибор в
специальном вырезе на пачели блочного ши¬
та управления Эксплуатация устройства, по¬
рядок проверки и настройки производятся в
соотвеіствни с действующей инсірукцией на
устройство, контроля относительного расшире¬
ния ротора турбины
* В настоящее время прі^ор ВФС модержізироваи
я уг-іропетаа і омплектуются прлбооом ПЕФСІ
12—1162
Рис 13 Ѳ. Датчик ОРР
13.7. УСТРОЙСТВО КОНТРОЛЯ ОСЕВОГО СДВИГА
РОТОРА
Положение ротора турбины по отношению
к корпусу фиксируется упорным подшипни¬
ком, воспринимающим осевую нагрузку при
работе тѵрбины. Осевая нагрузка создается
паровым усилием, действующим па рогов
Упорные подшипники рассчитаны на эту на¬
грузку. Однако в результате заноса проточной
части турбины примесями водного теплоноси¬
теля, гидравлических ударов либо перегрузки
турбины возможно возрастание нагрузки
сверх расчетной При чрезмерно,’! возрастании
осевой нагрузки либо отклонениях от расчет¬
ных режимов работы подшипников возможно
выплавление баббитовой заливки колодок
упорных подшипников. (Под отклонением от
расчетных режимов работы подшипников по¬
нимается недостаточная подача масла, высо¬
кая температура, загрязнение масла). Про
цесс выплавления баббита скоротечен и сос¬
тавляет несколько секунд За это же время
происходит осевой сдвиг. Недопустимый'осе¬
вой сдвиг (т. е осевое смещение ротора отно¬
сительно статора, при котором полностью вы¬
бирается осевой зазор ступеней) на работаю¬
щей турбине ведет к тяжелым последствиям
Для обеспечения надежного контроля за поло¬
жением ротора в упорном подшипнике на тур¬
бине \стапозлено устройство контроля и ре-

гистрации осевого сдвига ротора турбины
(ОСР).
Устройство ОСР турбины предназначено
для измерения, регистрации осевого положе¬
ния ротора, предупредительной и аварийной
сигнализации, а также формирования сигнала
в систему защиты турбины при недопустимом
осевом сдвиге. В комплект устройства входят -
индуктивный датчик трансформаторного ти¬
па; "панель осевого сдвига; устройство дгія пе¬
ремещения датчика; показывающий прибор,
миллиамперметр 4325 со шкалой, отграду¬
ированной при настройке в долях миллиметра.
* Поскольку схемы контроля осевого сдвига
и относительного расширения идентичны и от¬
личаются только диапазоном измерении и
обмоточными данными, то в данном параграфе
рассмотрены особенности и уточнены техни¬
ческие характеристики устройства. Из-за осо¬
бой важности защиты турбины при недопусти¬
мом осевом сдвиге более подробно рассмотре¬
на схема защиты
Техническая характеристика устройства
220
50
40
+12-0-
Рис. 13.10 Устройство контроля осевого сдвига ротора
Напряжение питания устройства. В, ста-
билизліроваийод
Частота сети, Гц -
Потребляемая мощность, В-А
Максимальный предел измерения осе¬
вого сдвига ротора, мы
Датчик устройства коъструкпжно анало¬
гичен ранее рассмотренному в устройстве-
ОРР но первичная обмотка выполнена прово¬
дом ПЭВ-2 диаметром ОД мм, состоит из од¬
ной катушки и содержит 400 витков. Вторич¬
ная обмотка состоит из двух катушек, выпол¬
нена проводом ПЭВ-2 диаметром 0,25 мм Ь
каждой катушке по 1000 витков провода.
Датчик на турбине устанавливается в спе¬
циальном приспособлении, позволяющем пе¬
ремещать датчик при настройке вдоль оси ро
тора. Приспособление аналогично ранее рас¬
смотренному в устройстве ОРР *
Панель ОСР представляет сооои гстинак-
совое. основание, на котором смонтированы
элементы схемы*, приведенной на рис. 13 W.tt
Принцип работы схемы аналогичен ранее опи
санной. Как видно из схемы, вторичная от¬
ка датчика питает две системы.
Первая из систем предназначена для изме¬
рения фактического значения осевого сдвига
и формирования сигнала на регистрирующий
прибор. Схема представляет собой мои фа-
зочувствительногб выпрямителя, в одну из ди¬
агоналей которого подается напряжение от
вторичной обмотки питающего трансформато¬
ра, а в другую диагональ включены показы¬
вающий прибор и резисторы с переменным со-
• Следует отметить, что устройства ОСР прошли
модернизацию аяала »чнѵю устройствам ОРР.
178

противлением jRs и /?с- В качестве показываю¬
щего прибора применен миллиамперметр с
пределами измерения 1—0—1 мА. Шкала при¬
бора выполнена двусторонней.
Нуль шкалы прибора соответствует поло¬
жению ротора, прижатого к нерабочим колод¬
кам упорного подшипника. Отклонение стрел¬
ки прибора влево от нуля указывает на износ
нерабочих колодок, а вправо — на износ рабо¬
чих колодок.
Регулировка чувствительности показываю¬
щего прибора и уровня сигнала на регистри¬
рующий прибор осуществляется с помощью
резисторов с переменным сопротивлением
its и де¬
вторая система представляет собой схему
предупредительной сигнализации и защиты по
осевому сдвигу, включающую в себя кроме ре¬
ле осевого сдвига 1РОС и 2РОС промежуточ¬
ные реле 1РП и 2РП При срабатывании реле
осевого сдвига 1РОС или 2РОС срабатывают
соответственно реле 1РП или 2РП и с целью
разгрузки контакторов РОС реле РП перехо¬
дят на самоудсрживание.
В качестве 1РОС и 2РОС применены два
одинаковых реле напряжения, конструкция ко¬
торых позволяет менять уставку порога сра¬
батывания реле. Реле 1РОС используется для
предупредительной сигнализации и настраива¬
ется таким образом, чтобы при смещении ро¬
тора как в сторону регулятора, так и в сторо¬
ну генератора на 0,7 мм реле срабатываю.
При срабатывании 1РОС включается 1РП,
переходящее на самоудерживание, п своими
замыкающимися контактами формирует пре¬
дупредительный сигнал «Осевой, сдвиг велик».
Реле 2РОС используется для формирова¬
ния сигнала в систему защиты и настраива¬
ется таким образом, чтобы при смещении ро¬
тора как в сторону регулятора, так и в сторо¬
ну генератора на 1,1 мм реле срабатывало.
При срабатывании 2РОС включается 2РП,
переходящее на самоудсрживание, и своими
замыкающимися контактами формирует ко¬
манды в систему защит, действующих на ос¬
танов турбины и блока, а также включает
сигнализацию «Осевой сдвиг велик».
Схема предусматривает периодическое оп¬
робование всего комплекта аппаратуры в про¬
цессе эксплуатации, для чего на пульте БЩУ
под показывающим прибором осевого сдвига
ротора установлен ключ с самовозвратом.
При повороте ключа /(С формируются це¬
пи опробования следующим образом: одна
группа контактов разрывает цепь защиты и
деблокирует реле РП, вторая — шунтирует ре¬
зистором Пн одку из вторичных обмоток дат¬
чика, вызывая значительный разбаланс схемы.
Отклонение стрелки показывающего прибора
и срабатывание предупредительной и аварнй-
12*
ной сигнализации свидетельствует об исправ¬
ности устройсіва
В настоящее время турбины К-300-240 ос¬
нащаются устройством контроля осевого сдви¬
га ротора ОСР-3 третьей модификации В
комплект устройства входят индуктивный дат¬
чик дифференциально-трансформаторного ти¬
па, приспособление для установки датчика,
прибор ПВФС1, панель ОСР-3. комплект тех¬
нической докуиентанп и.
Измерение и регистрация осевого сдвига
ротора, предупредительная сигнализация и
формирование нормированного выходного
сигнала 1—0—.1 В, 50 Гц осуществляются
вторичным прибором ПВФС1. Шкала прибо¬
ра проградуирована в миллиметрах.
Предварительная сигнатизапич -осущест¬
вляется с помощью сигнальной системы при¬
бора ПВФС1, один из контактов сигнальной
системы предназначен для сигнализации
«Осевой сдвиг ротора в сторону регулятора
велик», другой — для сигнализации «О:г«)Л
сдвиі в сторону генератора велик».
По принципу действия конструкции дат¬
чика, схемам подключения к прибору ПВФС1
устройство ОСР-3 аналогично ранее описан¬
ному устройству ОРР (схему устройства см
на рис. 13.10,6).
Питание устройства осуществляется от се- ,
ти 220 В, 50 Гц, потребляемая мощность не *
превышает 110 В • А.
Управление электромагнитом защиты тур¬
бины от недопустимого осевого сдвига рото¬
ра осуществляется от контактов реле панели
ОСР-3. На панели устройства расположено
бесконтактное поляризованное реле (БПР),
выполненное на магнитном усилителе
ТУМАІ-П. Устройство имеет два устойчивых
состояния. В качестве нагрузки БПР исполь¬
зуется электромагнитное реле ПЭ-21 иа ра¬
бочее напряжение 12 В постоянного тока.
При номинальном осевом положении ро¬
тора напряжение сигнала от датчика всегда
меньше 'устан'овленного значения порога
срабатывания БПР, при этом индуктивное
сопротивление рабочих обмоток магнитного-
усилителя велико и ток, протекающий по уп¬
равляющей обмотке, размагничивает сердеч¬
ник магнитного усилителя, а ток в катушке
электромагнитного реле, управляющего элек¬
тромагнитом защиты, мал — электромагнит
находится в взведенном состоянии
При перемещении ротора в осевом направ¬
лении напряжение сигнала от датчика растет
и при достижении уровня срабатывания бес¬
контактного поляризованного реле индуктив¬
ное сопротивление рабочих обмоток магнит¬
ного усилителя становится мало, а ток в ка¬
тушке электромагнитного р-еле резко увели¬
чивается. Реле с;абатывает и своими контак-
«7»

тами замыкает цепь управления электромаг¬
нитом зашиты —турбина идет на останов.
Панель ОСР-3 представляет собой плату
из гети-накса, на которой смонтированы эле¬
менты схемы БПР. Питание панели осущест¬
вляется от сети
Монтаж, настройка и эксплуатация уст¬
ройств осушествля’отся согласно действую¬
щим: инструкциям.
«3.8. КОНТРОЛЬ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ РОТОРА
Начиная с момента іолчка турбины необ¬
ходимо обеспечить контроль частоты краше¬
ния ротора. Измерение частоты вращения
особенно ‘важно в период разворота турбины,
а также при сбросах нагрузки и передо те на
холостой ход. Приборы измерения частоты
вращения должны обеспечить дистанционный
контроль во всем диапазоне возможных ча¬
стот вращения, сигнализацию и регистрацию
ее при превышении сверх допустимой.
В зависимости от назначения устройств на
турбинах К-300-240 предусмотрены следую¬
щие средства измерения и контроля частоты
180
вращения ротора: датчик скорости; тахометр
ТЭ-4т с датчиком ДТЭ-9т; сигнализатор вра¬
щения.
Датчик скорости (ДС) предназначен для
формирования электрического сигнала, про¬
порционального частоте вращения^ ротора
турбины Указанный сигнал может быть ис¬
пользован в схемах управления, контроля,
зашиты, а также регистрации
По принципу действия датчик скорости
представляет собой трехфазный генератор
переменного тока с возбуждением от посто¬
роннего источника питания.
Датчик устанавливается в специальном
ѵзле (рис. 13.11,а), -включающем в себя сиг¬
нализатор вращения, ДС и передачу к тахо¬
метру. Датчик скорости пе имеет собственных
подшипников, поэтому монтаж датчика про¬
изводится непосредственно в узле, представ¬
ляющем собой корпус 4, устанавливаемый на
передней -опоре 5 турбины, и вал 6 с индиви¬
дуальными подшипниками.
' На консоли вада насаживается ротор дат¬
чика скорости и фиксируется гайкой. Статор
устанавливав- ея в корпусе посредством шпи¬
лек и гаек При монтаже обеспечивается ра¬
бочий зазор (0,3±0.05) мм между ротором
и статором.
Крутящий момент турбины передается па
вал узла посредством шаровой муфты 7 че¬
рез вал автоматов безопасности.
Датчик скорости, приведенный па
рис 13.11,6, состоит из двух основных ча¬
стей — статора и ротора.
Статор 23 выполнен шихтованным из ли¬
ста электротехнической стали Э-32 толщиной
0,35 мм. Шихтовка выполнена по глухой по¬
садке и впрессована в корпус-трубку из ста¬
ли СтЗ. Число пазов статора под обмотку
равно 24. На каждом выступе статора разме¬
щено по одной катушке из провода ПЭТЕ
0 0,47 мм с 60 витками каждая. Катушки
соединены в трехфазную обмотку статора 24
звездой Начала всех фаз и пулевая точка
выведены на разъем 28.
Обмотка возбуждения выполнена из двух
•одинаковых тороидальных катушек, разме
щепных с торнов статора, и имеющих по 850
витков каждая. Катушки намотаны проводом
ПЭТВ 0 0,64 мм и соединены последователь¬
но, а начало и конец другой выведены на
штепсельпый разъем 28. Для защиты обмо¬
ток статора и катушек возбуждения от воз¬
действия окружающей среды статор зачит
эпоксидным компаундом.
Ротор 27 представляет собой цилиндр, вы¬
полненный из стали СтЗ, в средней части с
наружной стороны которого профрезеров ано
10 пазов трапецеидальной формы
В крышке 19 предусмотрено посадочное
место для установки датчика тахометра Дат¬
чик тахометра ДТЭ-Ѳт крепится к крышке
посредством накидной гайки, входящей в
комплект датчика тахометра Для предотвра¬
щения повреждения резьбы в период транс¬
портировки и монтажа, а также для защиты
от попадания грязи на крышку навинчивает¬
ся заглушка.
Магнитоиндукционный тахометр ТЭ-4т с
датчиком ДТЭ-St предназначен для непре¬
рывного дистанционного измерения частоты
вращения вала турбины в процессе эксплуа¬
тации.
Измерение частоты вращения основано на
принципе передачи вращения вала турбины
к валу датчика тахометра, представляющего
собой трехфазный генератор переменного то¬
ка, вырабатывающий э. д. с. с частотой, про¬
порциональной частоте вращения вала. По¬
средством электрической дистанционной пе¬
редачи э д. с. передается к магнитоиндук-
ииоппому узлу тахометра, где преобразуется
в угловое перемещение стрелки показывающе-
іо прибора Действительное значение частоты
вращения считывается со шкалы тахометра.
Преобразования частоты вращения вала
в угловое перемещение стрелки магнитоин¬
дукционным измерительным узлом основало
на взаимодействии магнитного ноля вращаю¬
щихся магнитов с индуктивными токами, на¬
веденными -этим полем в металлическом ди¬
ске В резулыгаіе этого взаимодействия воз¬
никает вращающий момент диска (связан¬
ного со стрелкой), пропорциональный частоте
вращения магнитов, уравновешиваемый про¬
тиводействующей пружиной. Момент, скру¬
чивающий пружину, пропорционален углу ее
закручивания Эксплуатация тахометра про-
зводится согласно действующей инструкции.
Сигнализатор вращения. Как следует из
технических характеристик датчика скорости
и тахометра, для измерения малой частоты
вращения они пе предназначены Для обес¬
печения контроля за вращением турбины на
вачоповороте последняя оснащена сигнали¬
затором, обеспечивающим индикацию враще¬
ния ротора с частотой 0,066 с-1
Приппип работы сигнализатора вращения
ясен из рис. 13 11,6.
Сигнализатор чращеляя предназначен для формиро¬
вати дискретного енгна іа при вращении турбины на
ватоповороте, позволяющего посредством лампы нака¬
ливания сигнализировать о вращении ротора Пос лето-
ва--елыю с с:и дальной лампой накаливания, -подключен¬
ной к источнику питанья, включены контакты конечного
выключателя При нажиме на іпток конечного выключа¬
теля контакты замыкаясь, подключают лампочку
к источнику питания Время свечения лампочки окре іе-
ляется длительностью заиклутого состояния контактов
При вращении диска 10, установленного на валу 48,
ктлаки 1! ударяя по подшипнику 12, закреп ченноьг. на
осн рычага 13, вызывают ироворот рычага относительно
осп 14 Свободный конец рычага прп почороте пажи
мает на шток конечного выключателя, который кратко¬
временно замыкает -чоптактпые группы потктючая лам¬
пу к источнику іштания В интервале между кулаками
под действием пружины контакты остаются разомкну¬
тыми и замыкаются вночь при нажиме вторым кулаком.
Таким образом, за время одного оборота сигнальная
іампа дважды вспыхивая, снгна.-гизируст о вращении
ротора. При пуске турбины сигнализатор вращения
автоматически отключается
Отключение происходит под действием центробеж¬
ных сил, устанавливающих ку.іаки в такое положение
при котором их выступающая часть не достает до ша¬
рикового подшипника 12 Прп останове турбины, когда
обороты падают, сигнализатор автоматически подклю¬
чается. Электрические выводы с копенного выключателя
выведены на штепсельный разъем 15 Устройство простое
в изготовлении п ігадежпое в эксплуатации
13.9. УСТРОЙСТВО ДИСТАНЦИОННОГО
ПРОСЛУШИВАНИЯ ШУМОВ В УПЛОТНЕНИЯХ
ТУРБИНЫ
Устройство предназначено для контроля
состояния уплотнений путем ^станционного
прослушивался шумов в уплотнениях турби¬
ны При возникновении задеваний в уплот¬
нениях появляется характерный шум в диа
пазоне звуковых частот. В местах контроля
181

на турбине устанавливаются специальные
датчики, преобразующие колебания звуковых
частот в электрический сигнал. На турбине
установлено шесть датчиков, которые пооче¬
редно по усмотрению оператора с помощью
переключателя подключаются к усилителю
(рис. 13.12,а). Усиленный электрический сиг¬
нал воспроизводится громкоговорителем и
воспринимается оператором на слух. Уровень
громкости ■воспроизведения устанавливается
регулятором, ручка -которого выведена на ли¬
цевую панель устройства.
Устройство прослушивания шумов состоит
из электронного усилителя, микрофонных
датчиков. Количество датчиков определяется
чистом точек контроля. Устройство позво¬
ляет подключать "не .более десяти дат
чинов
Выходная мощность устройства не менее
2 В -А Полоса усиливаемых частот от 100
до 8000 Гц Чувствительность усилителя не
хуже 10 мВ.
Усилитель рассчитан для работы в усло¬
виях изменения температуры окружающего
воздуха пт +10° С до +40ъС и влажности до
80%:
Питание устройства осуществляется от се¬
ти переменного тока напряжением 220 В_|!5%
Мощность, потребляемая от сети (при номи¬
нальной выходной мощности), не более 16Вт.
В качестве чувствительного элемента в
микрофонном датчике, приведенном на
рис. 13.12,6, используется ларингофон ЛА-5
Передаваемая полоса частот ларингофона от
300 до 8000 Гц с двумя основными резонан¬
сами на частотах 1600 и 2500 Гц. Динамиче¬
ское сопротивление ларингофона 130 Ом.
Максимальная допустимая рабочая темпера¬
тура + 40° С
* Конструктивно ларингофон представляет
собой капсулу с двумя мембранами, между
которыми находится угольный порошок. От
мембран выведены контактные электроды на¬
ружу' корпуса под -винтовое соедине е для
подключения ларингофона.
Принцип действия ларингофона основан
на свойстве угольного порошка менять свою
проводимость в зависимости от его плотно¬
сти, а следовательно, и величину тока цепи,
в которую он включен Конструкция микро¬
фонного датчика приведена на рис. 1312,6.
Механические колебания, воспринимаемые
корпусом датчика 3, ■передаются ларингофо¬
ну 6, поскольку последний плотно прижат к
корпусу пружиной 5 через упор 4. Противо¬
положная сторона пружины упирается в
крышку 1, которая закрывает датчик, тем
самым предохраняет ларингофон от механи¬
ческих вреждений и попадания загрязне¬
ний.
Датчик крепится с помощью винтов через
твердую теплоизоляционную прокладку 2 к
фланцу 9 удлинителя. Удлинитель представ¬
ляет собой металлическую трубу, выведен¬
ную йз зоны уплотнений, состояние которых
должно контролироваться оператором. При
установке датчиков в местах с повышенной
температурой применяются удлинители дли¬
ной до 1700 мм.
Электрические выводы от ларингофона до
разъема 8 выполнены проводниками 7 Внеш¬
ние линии связи от датчика до блока -про-
182

слушиваиия вы ы двухжильным прово¬
дом в экране.
Следует отметить, что ларингофоны требу¬
ют бережного обращения и ухода, их необ¬
ходимо оберегать от механических ударов и
падений, хранить в сухом месте, поскольку
конструктивно они выполнены негерметич^-
ными.
При длительном хранении в атмосфере с
повышенной влажностью у ларингофонов мо¬
гут наблюдаться значительные отклонения по
электрическим параметрам: сопротивлению
постоянному току; развиваемому напряжению
и сопротивлению изоляции. Для восстанов¬
ления работоспособности ларингофоны сле¬
дует просушить и повторно произвести заме¬
ры основных параметров. В случае неудовле¬
творительной работы ларингофоны подлежат
замене. Эксплуатация устройства осуществля¬
ется согласно действующей инструкции.
Глава четырнадцатая
МАСЛЯНАЯ СМСТІМА И ЕЕ АГРЕГАТЫ
14.1. МАСЛОСНАБЖЕНИЕ ТУРБОУСТАНОВКИ
Маслосистема турбоагрегата обеспечивает
жидкостное трение в подшипниках скольже¬
ния турбины, генератора с возбудителем,
ТПН и ПЭН, а также работу гидромуфты
ПЭН -и водородных уплотнений вала генера¬
тора. Поскольку прекращение маслосна бже-
ния ведет к возникновению сухого трения в
подшипниках и их выплавлению, что обу¬
словливает серьезные повреждения проточ¬
ной части, концевых уплотнений турбины и
шеек роторов турбоагрегата, то важнейшим
требованием к маслосистеме является обес¬
печение надежности ее работы.
Подтверждением этого может служить, например,
такой факт, что в США половина всех остановов паро¬
вых турбин вызвана неполадками в маслосистеме, при¬
чем продолжительность простоев по этой причине пре¬
вышает в 1,5 раза продолжительность простоев по всем
другим причинам [8]
Давление в .маслосистеме благодаря отде¬
лению системы регулирования на уровне оси
турбины снижено до 0,170—0,176 МПа
(1,75—1,80 кгс/см2). Это вместе с отсутстви¬
ем в ней гидроударов, свойственных работе
системы -регулирования, значительно повыси¬
ло надежность работы маслосистемы, в том
числе ее пожаробезопасность.
Система маслоснабжения всех агрегатов
зыполнева централизованной. В -процессе ос¬
воения турбоустановки схема маслоснабже-
иия модернизировалась несколько раз, по¬
этому здесь приводится вариант принципи¬
альной схемы, внедренный на турбоустанов¬
ках К-300-240-2 (рис, 14-1).
Из масляного бака 1, в который встроены
-фильтры, масло поступает через два всасы¬
вающих трубопровода Ду 350 к центробеж¬
ным насосам 2 -и 8 с электродвигателями пе¬
ременного и постоянного тока, а затем через
общий напорный коллектор Ду 300 подается
яа пять параллельно включенных маслоох¬
ладителей 4 типа МО-53-4 (четыре рабочих и
один резервный).
Масло после маслоохладителей подается
в раздаточный напорный коллектор 5, отку¬
да направляется на смазку подшипников
№ 1—5 турбины и № 6—Ѳ генератора с воз¬
будителем
Из коллектора 5 масло поступает также
на смазку подшипников ТПН, ПЭН и резерв¬
ного возбудителя, если последний устанавли¬
вается в ячейке турбоустановки, ио трубопро¬
воду 6, а также в систему уплотнения вала
генератора через специально установленные
•повысительные насосы 7, 8 (два с электро¬
двигателем переменного тока, один — с элек¬
тродвигателем постоянного тока).
Отвод масла из подшипников агрегатов
турбоустановки осуществляется раздельно в
отсек грязного масла бака 1 через сливные
коллекторы турбины 9, генератора 10, груп¬
пы питательных насосов 11 отдельным тру¬
бопроводом от гидромуфты ПЭН 12, в этот
же отсек масляного бака сбрасывается мас¬
ло после ма-слосбрасьгвающего а 13 в
установках, где клапан имеется.
В -настоящее время, учитывая, что имеют¬
ся индивидуальные напорные бачки 14 для
аварийной смазки подшипников турбины, от
клапанов отказались.
Слив масла осуществляется через пере¬
ливные трубопроводы 15 в коллектор 9.
Аварийная смазка -подшипников генера¬
тора также осуществляется через специаль¬
ный бак 16 с трубопроводом слива — через
перелив 17 в коллектор 10. На каждой ли-
інии сливного (маслопровода от подшипников
установчены смотровые стекла 18 для визу¬
ального контроля. Из (напорного -коллекто¬
ра 5 масло подается также на вало-поворот¬
ное устройство 19 турбоагрегата. Из каждо¬
го отсека масляного бака 'имеется линия ава-
-рййвого сброса масла 20 в общий -коллектор
Dy 400 с отключающейся арматурой, по -кото-
183

Рис 141 Схема маслоснабженіія турбоустаіювыі
1 — маслобак турбины (МБ); S — маслонасосы системы смазкя
тор масла (напорный); 6 — коллектор масла к ТПН и ПЭН,
рому б случае пожарной опасности масло
поступает в цистерны за пределами машинно¬
го зала
На рис. 14.2 -представлена схема подачи
масла -на уплотнение вала генератора ТГВ-300
завода «Электр о тяжмаш» От насосов уплот¬
нения вала генератора * масло подается че¬
рез два фильтра (один из них резервный) 2
и дифференциальный регулятор 3 ® демп¬
ферный бак 4, а затем через линию £>у80 на
уплотнение
Слив масла осуществляется через два
гидрозатвора 5 (один резервный) в общий
коллектор 6 генератора -до 'петлевого гидро¬
затвора 7. В этом же аіесте ©ылоляяется от¬
сос яіаров масла и -водорода -через расшири¬
тель-сепаратор 8 на центробежный івентиля-
тор 9 (эксгаустер), выхлоп которого -выведен
на крышу машза-ла В демп ер-ном баке вы-
18.4
полнен перелив 10 в сливной трубопровод пе¬
ред гидр оз атвор ом 5.
Одной -из основных причин неполадок в
работе маслосистемы турбоагрегата являет¬
ся аэрация масла [25]. смешение его с ат
мосферным -воздухом, водородам и другими
газообразными продуктами. Воздух раство¬
ряется в масле или образует механическую
смесь в івиде пузырей и полостей, которые
резко -ухудшают условия подачи -ма-сла в на¬
сосы, вызывают гидроудары в напорных мас¬
лопроводах. При колебаниях давления в си¬
стеме смазки растворенный ® масле воздух
выделяется, вызывая пеиообразова-ние и
щробки -в трубопроводах.
Из опыта эксплуатации 'известны случаи
глубоких -провалов давления -в режиме пере¬
ключения маслонасосов в связи со скопле¬
нием воздуха в трубопроводах.

Рис 14 2 Схема подачи масла на уплотнения вапа ге-
С учетом изложенного маслосхема долж¬
на включать специально разработанную схе-
аіу отсоса воздуха, -ло каза нную и а рис 14.3
Отсос воздуха 1 из всасывающих ■коллек¬
торов направ тяется ®о встроенный в масля¬
ный бак ікочлектор £>у 100, расположенный
■ниже нормального уровня в баке (па 300—
500 мм) Такое решение исключает подсос
газов в насосы из-за разрежения 0,98—
1,47 кПа во всасы-вающ трубке -при ра¬
боте 'насоса
Из верхних точек корпусов масляного на¬
соса, аварийного масляного насоса, масчо-
охдадителей также выполняются отсосы воз¬
духа 8, 4 линиями Dy 10 и Dv 20 в коллектор
Dy 100, включенный выше уровня масла в
баке
Кроме того, для удаления воздуха и па¬
ров масла из верхних точек аварийных бач¬
ков, напорных баков, маслобака турбины
устанавливаются вентиляторы 5, на которые
воздух поступает через сепараторы-расшири¬
тели 6 по трубопровод}' на крышу машинно¬
го зала. Из сливных трубопроводов генера¬
тора (см. рис 14.2) также •отсасывается воз¬
дух через расширитель 8 и вентилятор 9.
Существует ряд .конструктивных меропри¬
ятий по оборудованию ■маслохозяйства и тру¬
бопроводам, способствующих удалению воз¬
духа л газов [25].
На ■некоторых установках 300 МВт, а так¬
же па турбоагрегатах АЭС схема аварийного
масіоспабжепня подшипников турбины іи ге¬
нератора решаеі .••- путем установки очного
напорного бака проточного типа (рис. 14.4),
Емкость указанного напорного маслобака
рассчитывается исходя из:
обеспечения непрерывной подачи масла
•всем потребителям в режиме автоматичес¬
кого подключения резервных .насосов с элек¬
тродвигателями постоянного тока в арий-
пых ситуациях (АВР);
подачи масла к подшипникам после ире-
кращелия работы масляного насоса в тече¬
ние 2 мин при рабочей частоте 'вращения и
в -первые 2 млн выбега турбоагрег после
отключения генератора от сети,
подачи масла к упорному подшипнику на
весь период івыбега;
ограниченной смазки подшипников тур¬
бины и генератора и питательных насосов t
течение всего выбега.
Ь напорный масляный бак 1 .масло посту¬
пает от масляного насоса по линии 12 .и че¬
рез дозирующую трубку 2 направляется в
раздаточный коллектор 4 турбины и генера¬
тора, откуда поступает к опорным подшипни¬
кам; к упорному подщипнику турбины пред¬
усмотрены отдельные линии 5, 6
Аварийная смазка подшипников генерато¬
ра также осуществляется отдельными линия¬
ми 7. Слив масла из напорного масляного
бака осуществляется через переливную тру-
бѵ -и емкость 8 трубопроводом 9 в маслобак
турбины. Отсос воздуха и газов выпотпяется
:и.з верхних точек емкости 8 в масляный бак
турбины трубопроводами 10 Напорные и
■сливные коллекторы турбоагрегата в інижнмх
•точках .имеют отвод дренажей 11 -в линию 9
В аварийных ситуациях из напорного мас¬
ляного бака может быть предусмотрен до¬
полнительный слив масла не только в мас¬
ляный бак через трубопровод 9, по и по от¬
дельной линии в специальные цистерны
за пределами машинного зала.
Напорный маслобак устанавливается в
районе колонн ряда А •машинного зала на
отмстке, обеспечивающей 'давление в системе
смазки 0,08—0,10 МПа, и удален от горячих
■поверхностей.
При -наличии такого бака могут быть ис¬
ключены из схемы аварийные масляные на¬
сосы с электроприводам постоянного тока и
напорные баки генератора, -что повышает на¬
дежность маслосистемы.
В схемах напорною масляного бака тре¬
буется выполнение подробного гидравличе¬
ского расчета маслопроводов, в особенности
протяженных линий, например -в ТПН, для
обеспечения на отметке установки оборудо¬
вания гарантированного -давления смазки’ по¬
рядка 0,1 МПа.
Согласно ПТЭ [46] масло, подаваемое в
масляный бак, должно иметь кислотное чие-
185

20
Рис. 14.3 Схема отсоса воздуха
из маслосистемы
/ — трубопроводы отсоса воздуха из
всасывающих коллекторов; 2 —коллек¬
тор приема воздуха, 3— трубопроводы
отсоса воздуха из маслонасосов; 4 — то
тор (эксгаустер). 6 — расширитель-се¬
паратор.
маслобака турбины на от¬
метке 6,0 м (по верхней
крышке МБ) позволяет
организовать свободный
слив из подшипников ТПН
и ПЭН.
Напорный маслобак тур¬
бины (вариант схемы рис.
14.4) устанавливается на
отметке 17,0 м.
14.3 МАСЛЯНЫЕ НАСОСЫ
В маслосистеме турбо¬
установки в качестве глав¬
ного масляного насоса
(ГМН) применен центро¬
бежный насос Одним из
преимуществ центробежного
насоса является его способ¬
ность значительно увеличи¬
вать производительность
при уменьшении сопротив¬
ления системы, что особен¬
но важно в данном случае
в связи с наличием в масло¬
системе гидромуфты ПЭН
Рис. 14.4 Схема аварийного мас-
лоспабжения турбоагрегата
.маслобак напорный (МБН).
МВН- 4 —коллектор масла раздаточ-
ло не выше 0,5 мг КОН .и в нем полностью
должны отсутствовать вода зі іплал
14.2. КОМПОНОВКА МАСЛОХОЗЯЙСТВА
Как отмечалось выше, применение отдель¬
но стоящих маслонасосов и централизован¬
ная система смазки турбоустановки позволи¬
ли разместить маслохозяйство вдали от го¬
рячих поверхностей, иа отметке пола конден¬
сационного помещения ±0,60 м (рис. 14.5).
При этом напорные и сливные трубопрово¬
ды турбоагрегата протрассированы вдоль
фундамента ниже па 1,5 м оперативной от¬
метки обслуживания. Размещение группы
питательных насосов на отметке 6,6 м (4,5 м
для первой группы установок К-300-240) и
186
(с расходом масла до 100 м3/ч), рабо¬
тающего при нагрузках турбины до 50%
номинальной. Привод ГМН—от электродви¬
гателей переменного тока, что позволило раз¬
местить его вблизи масляного бака и выпол¬
нять рациональную компоновку' централизо¬
ванной .маслосистемы.
В системе устанавливаются два ГМН ти¬
па бНДс-60 — один рабочий и один резерв¬
ный, каждый из них имеет производитель¬
ность, обеспечивающую полную потребность
маслосистемы (расчетный расход—280 м8/ч).
Эти насосы -при напоре 585	/м2 (60 м
вод. ст.) дают расход 330 м3/ч.
Для подачи масла при останове работаю¬
щего и невключении резервного ГМН, на¬
пример при потере напряжения на шинах

Рис 14.5 Компоновка узла маслохозяйства тлрбоуста-
новки.
турбины, / — СЛИВНЫЕ
■собственных нужд, в маслосистеме турбины
установлены два аварийных масляных насоса
с приводом от электродвигателей постоянного
тока, подключенных к шипам аккумуляторных
-батарей.
В качестве таких насосов использованы
насосы типа 5НДв производительностью
180 м3/ч при напоре 304 кН/м2, обеспечиваю¬
щие давление в коллекторе смазки турбоагре¬
гата 0,08 МПа. В связи с пониженным напо¬
ром насосы подключаются к напорному кол¬
лектору маслоспстемы помимо маслоохлади¬
телей. Пониженные производительность и
напор этих насосов по сравнению с ГМН
объясняются их назначением: обеспечить по¬
дачу масла в процессе останова турбоагрега¬
та и вспомогательных механизмов. При этом
снижение мощности, потребляемой от аккуму¬
ляторной батареи, уменьшает объем помеще¬
ния для батарей, а главное существенно по¬
вышает быстродействие и надежность пуска,
которые являются основными требованиями
к работе АМН Приводом этих насосов слу¬
жат двигатели ПН-205 мощностью 34 кВт^с
частотой вращения 25 с-1.
Поскольку расход масла в системе ока¬
зался несколько больше расчетного, а также
из-за некоторого снижения расходных харак¬
теристик насосов на аэрированном масле
ГМН типа бНДс-60 работали с предельными
для них расходами, завод перешел к исполь¬
зованию в качестве ГМН горизонтальных на¬
сосов 8НДв-60 производительностью 400 м3/ч
при напоре 411 кН/м2 (42 м вод. ст ). Приво¬
дом насоса служит асинхронный двигатель
А-101/6М мощностью 100 кВт. Эти насосы
обладают более пологой характеристикой, что
позволяет исключить из системы МСК, кото¬
рый устанавливался для поддержания по¬
стоянного давления масла.
Центробежные насосы довольно чувстви¬
тельны к наличию воздуха ® масле, что выра¬
жается в пульсации давления в напорном
коллекторе, увеличении времени подъема
давления при развороте пускаемого насоса,
■при переходных и аварийных режимах, а иног¬
да и в срыве насоса. Особенно часто неустой¬
чивая работа возникает при работе гидро¬
муфты ПЭН.
При аэрированном масле представляет
опасность скапливание воздуха во входных
патрубках неработающих насосов, так как
при пуске насосов этот воздух препятствует
быстрому подъему давления. Время подъема
давления при пуске резервного насоса на де¬
аэрированном масле для блока 300 МВт со¬
ставляет 0,5—0,7 с, а при наличии воздуха
во входном патрубке насоса возрастает др
5—10 с.
Для удаления воздуха из входных камер
насосов завод рекомендует принудительное
удаление «воздуха с помощью инжекторов,
устанавливаемых непосредственно па верхней
части корпуса насоса на месте пробки
(рис. 14.6).
Малая инерционность маслонасосов с элек¬
троприводом приводит при отключении рабо¬
тающего насоса к чрезвычайно быстрому
падению давления в -системе; за 2,7 с у "под¬
шипника № 1 давление падает от 0,17 МПа
до нуля. Поэтому падежную работу маслоси¬
стемы при нарушениях работы насоса может
обеспечить только АВР маслоснабжения.
в fax
К лашохлайателки
ВуЗОО
Вд32	SyiO
By 20
кемш инжект
Инжектор
Рис. 14 6. Отсос воздуха из корпуса маслонасоса
187

Схема ASP на турбине К-300 240 предусматрнзает
сіедѵющий порядок включения насосов
При паденчи давления в напорном коллекторе -на
отметке 9 м до 012 ?ЛПа или при -отключении раоогаю-
щего ГМН включается резервный ГМН и один аварии
НЬ’ЙПри:ій'1да^аюшемсЯ падении давления до
009 МПа включается второй АМН с выдержкой 2
3 с после вх потения первого с целью предохранения
аккумуляторной батареи от перегрузки пусковыми тока¬
ми Рели же первый АМН нс •включился, то второй
включается без выдержки как по первому, так и по вто¬
рому пределу дав ісішя или по отключению работающе-
" ™ «ми ь кочегаре «>» «К МП.
чается световой сигнал на закрытие стопорных клапа¬
нов а при давления 053 МПа —сигнал запрета вк-по-
ченп поворотного устройства турооагрсгата
14.4.	ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗАВАРИЙНЫХ ОСТАНОВОВ
ТУРБОАГРЕГАТА ПРИ НЕРАБОТАЮЩИХ
МАСЛОНАСОСАХ
Даже хорошо отработанная система АВР
не обеспечивает полную надежность масло-
■спабжения, поскольку -ее элементы в нормаль¬
ных условиях находятся в нерабочем состоя¬
нии й отказ одного из них по случайным при¬
чинам может обнаружиться лишь в момент
необходимости срабатывания в аварийной
ситѵашіи. Поэтому для турбин были разра
ботапы две схемы аварийного маслоснаоже-
ния с устройством резервных емкостей (об¬
щий бак или индивидуальные бачки), обес¬
печивающих безаварийный останов турооаі-
регата при резком сокращении иди прекра¬
щении подачи масла на подшипники от на¬
сосов. >
На турбинах К-300-240 в основном -приме¬
няется предложенная ВТИ схема с индиви¬
дуальными БАС у каждого подшипника *.
Сварные из листовой углеродистой стали
БАС монтируются на крышках передней <і
средпей (для подшипников опорного № 2 и
упорного) опор и на верхних половинах вы¬
хлопных патрубков ЦНД Каждый БАС _си-
стемой фрезерованных каналов, сверлении и
трубопроводов без арматуры соединен с по¬
лостью своего-подшипника (рис. 14.7), причем
у опооиых подшипников Ne 1 и 2 и упорного,
расположенных вблизи высокотемпературных
цилиндров, подводящие каналы и сливные
трубы расположены внутри опор, что суще¬
ственно повышает пожарную оезопаспостъ.
Бачки соединяются с полостью подшип¬
ника одной трассой, ио которой они и запол¬
няются и подают масло в подшипник. Трасса
к БАС начинается у разъема вкладыша на
стороне начала масляного клина При нор¬
мальной работе масло, идущее -в БАС, омы¬
вает верхнюю половину подшипника, участ-
вт я в тептообмене а
при поступлении из
бачка масло сразу- noj
стѵпает в масляный
клин с минимальными
потерями через зазоры
на торцах вкладыша
Заполнение бачков
происходит за счет из¬
быточного давления
масла в полости под¬
шипников, а при рабо¬
тающей турбине этому
способствует такжена-
сосное действие шейки
ротора Для поддер¬
жания температуры
масла в бачках в пре¬
делах нормы обеспе-
Рис 14 7 Опорный под¬
шипник с аварийным*
бачком
5 — аварий-
чивается непрерывная
циркуляция масла через бачок со сливом в
корпус соответствующей опоры
Переливная труба, устанавливаемая в оач-
кс, своим верхним срезом определяет уровень
масла, соответствующий расчетному объему
Переливная труба, соединяя бачок с атмо¬
сферой через полость (картера) опоры, обес¬
печивает свободный слив масла в подшипник.
Поскольку объем резервных емкостей ог¬
раничен, аварийное маслосна бженис прихо¬
дится выполнять рациональным. При этом
исходят из того, что количество теплоты, вы¬
деляющейся в результате трения в подшипни¬
ках, пропорционально окружной скорости
шейки вала. Количество масла, отвотяшего
эту теплоту и обеспечивающего при нормаль¬
ных температурах создание масляного клипа,
может уменьшаться по закону, близкому к из¬
менению частоты вращепия при выбеге.
Закон изменения расхода масла обеспечи¬
вается установкой на сливах труб -с просвер¬
ленными в них дозирующими отверстиями
разного диаметра, причем диаметр отверстии
тем меньше, чем ниже расположено отвер¬
стие. В начале выбега масло поступает к под¬
шипнику через все отверстия в трубке, а по
мере снижения частоты и опорожнения БАС
чаегь отверстий оказывается выше уровня
масла и расход уменьшается лролорлиональ-
но изменению площади работающих отверстий
и снижению гидростатического перепада. Ин¬
дивидуальные трубки позволяют осущест¬
влять различное изменение расхода в зависи¬
мости "от особенностей узла-потребителя
В соответствии с проведенными расчетами
приняты следующие объемы БАС. подшипник
№ 1—83 л, № 2 — 140 л, упорный подшип¬
ник— 120 л, подшипники № 3, 4 и 5 — по*
* На отдельных электростанциях трнмсяена как
опытная маслосястема с общим гравитационным оаком
200 л каждый, .подшипники генератора — ио
500 л
188

Надежность припяіой системы аварийно¬
го маслоснабжения определяется ее простотой
н отсутствием каких-либо запорных органов.
Испытания, проведенные на головном об¬
разце турбины на Приднепровской ГРЭС, по¬
зволил!! уточнить резервные объемы (па х пор-
ном подшипнике № 2 до 250 л) и график по¬
дачи масла на хпозный подшипник
44.5.	МАСЛЯН БАК
Масло, проходя через исполнительные ме¬
ханизмы (подшипники, гидромуфту, редукто¬
ры и т. д_), нагревается, обводняется, насы¬
щается газами, окисляется, зашлаковывается.
Источники загрязнения масла — внешние, по¬
падание через маслоотбойники опор пара,
воздуха, пыли и внутренние: шлам, свароч¬
ный грат, оставшийся после .промывки масло¬
системы, водород, летучие продукты окисле¬
ния и т п.
Перед повторным рабочим циклом масло
следует подвергнуть деаэрации, обезвожива¬
нию, очистке от шлама и грязи. Основная
роль в очистке масла в маслосистеме отво¬
дится маслобаку', который, кроме того, слу¬
жит для сбора и хранения масла.
Для маслосистемы турбины К-300-240 пер¬
воначально был разработан сварной масло¬
бак прямоугольной формы емкостью около
45 м3 (рис. 14 8,о) Эта емкость обеспечивает
возможность полного слива масла после ос¬
танова маслонасосов из всех агрегатов мас-
лосіістемы, включая резервные емкости. По¬
перечные перегородки делят его на четыре
отсека: сливной для приема «грязного» масла
от всех агрегатов; два промежуточных и от¬
сек «чистого» масла
Сливной отсек, в свою очередь, разделен
вертикальными перегородками/ не доходящи¬
ми до дна н крышки, на три части В одну
из них заводится слив от подшипников турбо¬
агрегата, в другую —от питательных насо¬
сов, в третью — от подшипников водородного
уплотнения генератора. На высоте, иримеппо
соответствующей нормальному уровню масча,
в каждом из этих подотсеков установлен го¬
ризонтальный перфорированный лист для пе¬
ногашения и гашения кинетической энеогии
сливающихся потоков масла.
Сливы ОТ подшипников турбоагрегата и
питательных насосов оканчиваются горизон¬
тальными патрубками, лежащими на этих
сетках, чтобы не образовывались свободные
вертикальные потоки масла, интенсивно за¬
хватывающие воздух. К верхней части слив
ного отсека присоединен трубопровод, по ко¬
торому эксгаустер отсасывает выделившийся
чз масла воздух и масляные пары Слив о г
гидромуфты ПЭН заведен через боковую
стенку ниже нормального уровня масла
Промежуточные отсеки играют роль от¬
стойников, а для лучшего сбора воды и шла¬
ма днище маслобака выполнено с уклонами
к средней части. К промежуточным отсекам
присоединяются патрубки наполнения и пе¬
релива, а к днищу—два патрубка аварийного
опорожнения бака.
Для увеличения времени пребывания мас¬
ла в баке окна в нижних углах перегородок
между .промежуточными отсеками и между
вторым промежуточным и чистым размещены
таким образом, что обеспечиваются зигзаго¬
образные в плане траекторий струй ■масча.
В первый промежуточный отсек заведен сброс
от маслосбрасывающего клапана. Позднее
этот сброс перенесен в отсек «чистого» масла,
поскольку сбрасываемое холодное масло по¬
вышало вязкость «грязного» мае та и ухудша¬
ло деаэрацию масла в баке.
Пройдя сливной и два промежуточных от¬
сека, частично освободившееся от воды, воз¬
душных; пузырьков п других примесей масло
поступает в чистый отсек. Заборный патрубок
всасывающего коллектора маслонасосов 'вва¬
рен снизу, чтобы в него не попадало масло из
верхних слоев, нс успевшее очиститься от воз¬
духа, и приподнят над днищем, чтобы в него
не засасывались вода и шлам. Патрубок за-
Рпс 14 8 Схемы масляных баков тѵрбины
с — старой конструкции б — ыо;(срнизпрова.шой ко стрѵкціга
і — сетчатый лист 2 — сетчатые фильтры J — встроенный села
’89

крыт фильтром грубой очистки для предохра¬
нения от попадания каких-либо случайных
предметов Для снятия и очистки этого филь¬
тра в крышке бака над ним имеется .круглый
люк. Из чистого отсека выполнен воздушник
для отвода воздуха -и паров масла.
Тонкая очистка масла от шлама, металли¬
ческих опилок и других механических приме¬
сей осуществляется в -выносных фильтрах.
В ходе эксплуатации турбин К-300-240 вы¬
явилась недостаточная деаэрация масла в
описанном маслобаке.
По данным УралВТИ, проводившего ис¬
следование завоз душевности маслосистемы,
только сливающееся из подшипников масло
эжектирует до 700—1000 м3/ч воздуха, а в
маслобак поступает до І0—20% воздуха в
масле (по объему). Особенно велико содер¬
жание воздуха в масле -при работе черпако¬
вой гидромуфты ПЭН.
Степень удаления из масла воздуха и шла¬
ма определяется временем пребывания -масла
в баке, причем оно зависит от толщины слоя
масла (путь подъема воздушных пѵзырыіов
и выпадания шлама) и его температуры (вяз¬
кости, определяющей сопротивление движе¬
нию) .
Исследование гидродинамики бака на мо¬
дели показало, что поперечные перегородки
турбулизируют поток и ухудшают отделение
примесей- Из-за образования внутри масля
ноге бака обширных зон вихревого движения
(рис. 14 Да) фактически используемый для
очистки объем бака намного меньше полного,
а кратность циркуляции в 4—5 раз выше не¬
обходимой. Поэтому интенсификация деаэра¬
ции масла упорядочением потоков при суще¬
ствующей глубине слоя масла малоэффек¬
тивна
Значительную роль в осуществлении де¬
аэрации в масляном баке играет поддержа¬
ние температуры за маслоохладителями в
пределах 42—45° С, чтобы масло в баке не
было слишком вязким.
Для модернизированной турбины разрабо¬
тан новый масляный бак, основное внимание
при проектировании которого было обращено
на обеспечение хорошей деаэрации масла.
При этом использован предложенный
С. Г Смельницким и В. Н. Казанским [53]
способ эффективного удаления воздуха, осно¬
ванный на разделении объема отсека масля¬
ного бака, в котором происходит очистка
масла от примесей, параллельными перего¬
родками на слои небольшой глубины — мно¬
гоярусная конструкция (сборка таких пере¬
городок в пакет получила название встроен¬
ного сепаратора). Уменьшение толщины слоя
масла, из которого выделяется воздух, ведет
к пропорциональному уменьшению содеэжа-
190
ния воздуха в масле при одном и том же -вре¬
мени деаэрации.
Новый масляный бак емкостью 56 м3 пред¬
ставляет собой сварную конструкцию из трех
секций, каждая из которых имеет в плане-
форму цилиндра (рис. 14.8,6). Маслобак де¬
лится па три отсека: сливной для -приема и
предварительной очистки «грязного» масла,
промежуточный для основной очистки масла
от примесей и «чистый» для сбора очищенно¬
го и отфильтрованного масла
Для организации потока в сливном отсеке
установлен карман цилиндрической формы, в
котором па высоте нормального уровня мас¬
ла в баке вварен перфорированный лист для
гашения кинетической энергии сливающегося
масла и пеногашения. Сюда заводятся основ¬
ные сливы масла: от подшипников турбины и
от подшипников и уплотнений генератора
Для улучшения предварительной очистки
масло через прямоугольное отверстие в при¬
тонной части кармана выходит в сторону,
противоположную следующему отсеку, и те¬
чет по кольцевому зазору с хорошим распре¬
делением по сечению и с минимальным вих-
реобразованием к промежуточному отсеку.
Масло от -питательных насосов и от гидромуф¬
ты заведено в сливной отсек сбоку, причем
от гидромуфты — ниже нормального уровня
в баке. В этот отсек заведена линия заполне¬
ния маслобака и к нему присоединена линия
отсоса воздуха и масляных ларов эксгаусте¬
ром.
Отсеки отделяются друг от Друга плоски¬
ми фильтрами тонкой очистки, которые уста¬
навливаются в два ряда, благодаря чему при
работе агрегата их можно поочередно сп г-
мать и производить чистку. Сетка фильтра не
только задерживает примеси, в том числе и
крупные пузырьки воздуха, но и организует
поток, заставляя .вступать в работу все попе¬
речное сечение масляного бака. Встроенные
в бак фильтры позволили отказаться от уста¬
новки внешних фильтров в маслосистеме.
В промежуточном отсеке установлен се¬
паратор, представляющий собой сварной кар¬
кас, в котором болтами крепятся три пакета
наклонных перегородок. Перегородки, пред¬
ставляющие листы толщиной 1,4 мм, связаны
в пакеты шпильками, а расстояние между
ними в 50 мм обеспечивается втулками
При движении масла между перегородка¬
ми пузырьки воздуха, выделяющиеся из мас¬
ла, собираются под верхними перегородками
и поднимаются вдоль них вверх. В масле ос¬
таются лишь мельчайшие пузырьки диамет¬
ром 0,1—0,15 мм. Содержащиеся в масле ме¬
ханические примеси (вода, шлам) постепенно
выпадают на нижние перегородки и сползают
по ним вниз.

Для наилучшего самоочищения каналов
угол наклона перегородок принят 45°. Чтобы
перегородки не покрывались коррозионным
слоем, ухудшающим сползание шлама, они
выполняются из нержавеющей стали. Глубина
сепаратора— 1420 мм, определяется расчет¬
ным путем по времени, необходимому для
всплытия пузырьков при данной толщине
слоя [25]. Верхняя и нижняя части -пакетов
как на стороне входа, так и на стороне выхо¬
да прикрыты щитами, чтобы поток масла
вверху не сносил в «чистый» отсек выделив¬
шийся воздух, а внизу не выносил шлам,
сползающий по перегородкам.
Эффективность цеаэрации мае іа в много¬
ярусном масляном баке проверялась на
Троицком ГРЭС Содержание воздуха в масле
на выходе из бака при нагрузке 220 МВт без
сепаратора составляло 4,2 %, а после его
установки снизилось до 0,4 %, т е. более чем
в 10 раз
Наряду с созданием новой конструкции
масляного бака ХТГЗ с УралВТИ предприни¬
маются меры по модернизации бака старой
конструкции. По предложению УралВТИ па
турбине Криворожской ГРЭС установлен вы¬
носной воздухоотделитель на трубопроводе
слива масла из черпаковой камеры гидро¬
муфты ПЭН Принцип его работы сходен с
многоярусным сепаратором. При работе ПЭН
включение в работу выносного воздухоотде¬
лителя снижает содержание воздуха в масле
на выходе из масляного бака в 2 раза
14.6.	МАСЛООХЛАДИТЕЛЬ
Масло не только разделяет металлические
поверхности в подшипниках, по и играет роль
теплоносителя, водящего о ра сил
трения.
Для поддержания необходимой температу¬
ры масла, подаваемого в систему, использу¬
ются кожухотрубные многоходовые маслоох¬
ладители МО-50-75 (МО-53-4), в которых роль
охладителя выполняет циркуляционная вода.
Маслоохладитель (рис. 14.9) состоит из
корпуса 1, верхней 2 п нижней 3 водяных ка¬
мер и трубной системы 4, образованной край¬
ними трубными досками, прямыми гладкими
латунными трубками, развальцованными с
обоих концов в трубных досках, дистанцион¬
ных трубок ц перегородок типа «диск—коль¬
цо».
Для обеспечения высоких коэффициентов
теплопередачи от масла к воде необходимо,
поскольку кинематическая вязкость масла в
десятки раз выше, чем воды, б первую оче¬
редь, интенсифицировать теплообмен со сто¬
роны масла Поэтому гидравлическая схема
маслоохладителя организована так, что ох¬
лаждающая вода движется внутри гладких
трубок, а масло омывает их снаружи, причем
вышеупомянутые перегородки обеспечивают
зигзагообразное течение масла, подобное по
характеру’ поперечному’ обтеканию труб с шах¬
матным расположением.
Обеспечение расчетных скоростей по мас¬
лу, а следовательно, и коэффициента теплопе¬
редачи определяется выполнением -зазоров
между перегородками типа «кольцо» и корпу¬
сом маслоохладителя 0,5 мм. Увеличение этих
зазоров и протечек масла по ним приводит к
резкому падению коэффициента теплоотдачи
от масла к трубкам.
Загрязнение поверхностей теплообмена мо¬
жет привести к существенному снижению теп¬
лопередачи и возрастанию температуры масла
за маслоохладителями. Поскольку даже при
нормальном расходе температура масла на
входе в подшипники является одним из фак¬
торов, обеспечивающих надежность их рабо¬
ты, то в маслосистеме при расчетном числе
маслоохладителей четыре устанавливается
пять — для возможности отключения любого
из них для ЧИСТКИ.
Детали маслоохладителя изготавливаются
из стали ВСтЗ, за исключением трубок, кото¬
рые изготавливаются из материала с высокой
теплопроводностью: из латуни Л68 (ЛМш68-
0,06) или из мед но-никелевого сплава
МНЖМц5-1-1.
Одним из основных требований, предъяв¬
ляемых к маслоохладителям и во многом оп¬
ределяющих их конструкцию, является плот¬
ность системы. Попадание воды в масло, что
могло бы привести к нарушению режима ра¬
боты подшипников, предотвращается более вы¬
соким давлением масла в аппарате, что спе¬
циально оговорено ПТЭ. Необходимо сле¬
дить за тем, чтобы задвижки на сливе воды
из маслоохладителя были всегда открыты пол¬
ностью (и запломбированы в этом положе¬
нии).
Техническая характеристика маслоохладител»
МО-50-75
Поверхность охлаждения, м2 .	52,6
Расход масла, №/ч . .	. ... 75’
Расход охтаждающей воды, м®/ч . . .140
Температура масла на входе, °C .	. . 55
Температура масла да выходе, ®С	. 45
Температура воды на входе, °C	33
Температура воды на выходе, °C .	.	.	.35, 22
Расчетная скорость масла, м/с .	.	.	.1,2
Скорость воды в трубках, м/t .	.	.	.1,58
Активная длина трубок, м . .	.1,75
Коэффициент теплопередачи, Вт/(иг-еС)	.	525
Гидравлическое сопротивление масляной сто¬
роны, МПа	0,163
Гидравлическое сопротивление водяной сто¬
роны, МПа ....	... 0027
Масса в рабочем состоянии, кг . .	2330
191

Рис. 14 9 Маслоохладитель МО-50-75
При неплотности вальцовки ірубок или вх
повреждении будет происходить утечка масла
в охлаждающую воду. Поэтому основной кон¬
денсат нельзя использовать в качестве
охладителя, и используется, несмотря па
потери тепла из цикла, циркуляционная
вода.
Нижняя трубная доска, па которую опи¬
рается трубная система, через уплотнительные
прокладки зажимается между фланцами кор¬
пуса и нижней водяной камеры, служащей
опорой маслоохладителя Если жестко закре¬
пить в корпусе и вторую трѵбиую доску, то с
учетом того. что. іемпература масла может
достигать 70° С при температуре корпуса 10—
15 °C, вапьцовка трубок в досках в результа¬
те разности тепловых удлинений неизбежно
ослабнет после нескольких тепловых циклов
Поэтому для обеспечения плотности верхняя
водяная камера выполнена плавающей, не
связанной с корпусом.
По воде маслоохладитель четырехходовой,
потоки организуются перегородками в ниж¬
ней и верхней водяных камерах. Чтобы не
было псретечек между отсеками верхней во¬
дяной камеры, под перегородками подклады¬
вается прокладка-из паронита.
На патрубках подвода и отвода воды, при¬
варенных к нижней водяной камере, установ¬
лены ртутные термометры, так же как и на
патрубках для масла, для к«троля режима
работы теплообменника.

Глава пятнадцатая
МОНТАЖ НЕКОТОРЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ
И ТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
15.1. УСТАНОВКА И СБОРКА ТУРБИНЫ
.. -.nnS,™™ т5'р6л™ к «овтажу. Тѵрбины
2X-JUU-240 поступают на электростанции от¬
дельными деталями и узлами в заводской упа¬
ковке. К ним относятся роторы высокого
среднего и низкого давлений; нижние п верх¬
ние половины внешних корпусов цилиндров
высокого и среднего давлений; внутренние
корпуса ЦВД и ЦСД в сборе с диафрагмами;
выхлопные натрубки первого, второго и треть¬
его потоков цилиндра низкого давления, обой¬
мы диафрагм в сборе с диафрагмами и обой¬
мы концевых уплотнений ЦВД и ЦСД, обой¬
ма ЦЬД в сборе с диафрагмами, диафрагмы
5-х ступеней ЦДД, опоры переднего й сред¬
него подшипников, валоповоротное устройст¬
во;, ресиверы; фундаментные плиты и болты и
Совместно с турбиной поставляются ѵзлы
системы регулирования, перепускные паропро¬
воды острого пара, обратные н предохрани¬
тельные клапаны, паропроводы уплотнений
туроины, дренажный бак п конденсатопровод
•системы регулирования, маслобак, маслопро¬
воды, маслоохладители, эжекторы, контроль¬
но-измерительные приборы Поставляется
также один комплект проверочных валов на
каждые четыре турбины.
Масса некоторых'деталей и узлов турбины, кг
.9467
34 346
33605
21 970
21490
. 11 470
14422
17591
11 239
первого
Ротор пысокого давления
Ротор среднего давления . ’ ’ *
Ротор низкого давления	’
Верхняя половика внешнего корпуса ЦВД»
Нижняя половила внешнего корпуса ЦВД
Корпус внутренний ЦВД ’
Верхняя половина внешнего корпуса ЦСД
Нижняя половина внешнего корпуса ЦСП
Корпус внутренний ЦСД . ’
Верхняя половина вых тонного патрубка
потока ЦНД .
Нижняя половина выхлопного патрубка
потока ЦНД
Верхняя половина выхлопного патрубка
г «тре-ъего) потока ЦНД
Нижіяя половина выхлопного патрубка
потока ЦНД .	. . .’
Нижняя половина выхлопного патрубка
его потока ЦНД
Верхняя половина обоймы ЦН-Ч
Нижняя половина обоймы ЦНД
Опора переднего подшипника
Опора среднего подшипника
Валоповоротное устройство
Блок парораспредедаичя
Блок клапанов промпере-рева
Маслобак
Маслоохладитель МО-53-4
Эжектор уплотнений ЭУ-8М .’
Эжектор остовной ЭП-3-25/75
Эжектор водоструйный .	’
12 965
5757
5770
3770
14 523
. J0700
.9443
. 1735
4433
464
Началу монтажа турбины предшествует
разборка и расконсервация узлов и деталей,
гидронспыганис картеров подшипников, про¬
верка прилегания фундаментных плит к опор¬
ным площадкам (бонкам) нижних половнч
выхлопных патрубков ЦНД заливка бетоном
фундаментных рам опор подшипников и про¬
верка прилегания опор подшипников к фун¬
даментным рамам.
Консервирующая пушечная смазка дета¬
лей турбины удаляется с помощью пагрстоп
солярки или обдувкой паром. Шейки и упор¬
ные гребни роторов, покрытые эмалью НЦ-132,
расконсервируют растворителем АФТ-1 или
смывкой, состоящей из 94% нитрорастворитс-
ля № о46 и 6% парафина. Для приготовления
смывки необходимо нагреть нитрораствори-
теліі до температуры СО °C и растворить в
нем парафин. Крепеж турбины, покрытый
лаком № 577, расконсервируется с помощью
бензина или уайт-спирита-.
Плотность картеров подшипников турбины
проверяется наливом керосина до уровня рас-
точе.к под маслоотоойники. Для определения
протечек сварные швы картеров снаружи по¬
крываются мелом Плотность считается удов¬
летворительной, если по истечении 72 ч при
температуре окружающего воздуха не ниже
плюс 10 °C следы подтекания керосина отсут¬
ствуют.
Для проверки прилегания фундаментных
плит к опорным площадкам выхлопных пат¬
рубков ЦНД патрубки перекантовываются
Рис. 15 I. Установка фун¬
даментных рам и плит
52 000
первого
. 58 980
второго
29 013
второго
- .	53 560
193

опорными площадками вверх, на площадки
укладывают фундаментные плиты
Плотность ' прилегания контролируется
пластинчатым щупом и ію краске
Заливка бетоном внутренних полостей фун¬
даментных рам опор подшипников
(рис. 15 1,а) производится после тщательно¬
го обезжиривания. В отверстия верхней пол¬
ки фундаментной рамы 1 устанавливают и
прихватывают электросваркой воздушники 2
из обрезков труб
І< верхней полке рамы привариваются
крючья 3 из арматурной проволоки 0 10—
12 мм. Фундаментная рама заливается бето¬
ном марки 200.
Фундаментные рамы после застывапия бе¬
тона выставляются на установочных болтах
по уровню, на фундаментные рамы устанав¬
ливаются опоры подшипников Проверяется
прилегание сопрягаемых опорных поверх¬
ностей! опор и рам
Конструктивно опоры подшипников турби¬
ны К-300-240 имеют по шесть опорных пло¬
щадок. При подготовке турбины к монтажу
обеспечивают плотное прилегание опоры под¬
шипника к фундаментной раме четырьмя
крайними опорными площадками. Между дву¬
мя центральными площадками опоры и фун¬
даментной рамой выполняется зазор 0,10 —
0,15 мм.
При работе турбины в результате дефор¬
мации (прогиба) корпусов опор от неравно¬
мерного нагрева упомянутые зазоры выбира¬
ются, компенсируя прогиб корпуса опоры,что
предотвращает отрыв крайних площадок опор
подшипников от фундаментных рам. В резуль¬
тате в рабочем состоянии каждая опора под¬
шипника опирается на фундаментную раму
всеми шестью опорными площадками.
Установка фундаментных плит и рам.
Фундаментные плиты ЦНД и рамы опор под¬
шипников турбипы устанавливаются на фун¬
даменте с помощью парных; клиньев и уста¬
новочных болтов, опирающихся на плоские
подкладки. Для исключения необходимой при
этом пригонки прилегания плоских: подкладок
к поверхности бетона фундамента установка
фундаментных п іит ЦНД совмещается с бе¬
тонированием верхнего пояса ндамепта (мо¬
нолитной набетопкой)
Установка фундаментных плит ЦНД
(рис. 151,6) осуществляется в следующей
технологической последовательности.
а)	набираются па опорных площадках пе¬
рекантованных фундаментных плит 5 пакеты,
состоящие каждый из пары клиньев 8 и тос¬
кой подкладки 9 Пакеты закрепляются с по¬
мощью временных прутков, прихватываемых
электросваркой При наборе пакетов пластин-
194
чатым щупом контролируется плотность при¬
легания всех сопрягаемых поверхностей,
б)	устанавливаются фундаментные плиты
на фундамент в проектное положение (по
осям и высотной огметке) на временные упо¬
ры, привариваемые к арматуре фундамента.
Горизонтальность верхних плоскостей плит
контролируется уровнем «Гео югоразведка»,
в)	производится бетонирование верхнего
пояса фундамента (монолитная набетонка)..
Уровень бетонирования выбирается с таким
расчетом, чтобы плоские подкладки под.
клинья были погружены в бетон примерно па
10 мм На незастывший бетон укладывают
подкладки под установочные болты 7 н ди¬
намометры, отметив их положение по отвер¬
стиям в фундаментных плитах;
г)	срезаются после застывания бетона вре¬
менные упоры фундаментных плит. Фундамен¬
тные плиты снимают с фундамента и срезают-
временные прутки, крепящие пакеты из клинь¬
ев и подкладок. В плиты ввинчивают устано¬
вочные болты;
д)	заводятся в колодцы фундамента 12'
фундаментные шпильки 6. Фундаментные пли¬
ты устанавливаются окончательно па клиньях
и установочных болтах. Со стороны проема
фундамента под выхлопной патрубок ЦНД'
устанавливается металлическая опалубка
Так как верхние гайки фундаментных шпилек. ЦНД.
после установки цилиндра становятся недоступными их.
стопорят от проворачивания члектросзаркоіі Затяжка
фундаментных шпилек ЦНД производится нижними,
гайками.
Фундаментные рамы передней и средней
опор подшипников устанавливаются непосред¬
ственно на поперечные ригели фундамента
(без монолитной набетонки), что не позволя¬
ет применить для рам описанный выше спо¬
соб установки. Поэтому прилегание подкладок
под клиньями фундаментных рам к фундамен¬
ту обеспечивают частичным удалением бетона,
и притиркой к нему подкладок с помощью
іплифмашинок.
При фиксации положения фундаментных
рам в направлении продольной оси турбоагре¬
гата учитывается перемещение в сторону «ре¬
гулятора» опоры среднего подшипника при¬
мерно на 20 мм и опоры переднего подшипни¬
ка примерно па 40 мм от теплового расшире¬
ния турбины во время ее работы
Между фундаментными плитами и рама¬
ми н поверхностью фундамента при установ¬
ке плвт и рам выдерживается зазор не менее
80—100 мм за счет толщины подкладок под
клиньями. Это необходимо для возможности
качественной подливки плит и рам бетоном
после установки турбины на фундамент
Установка на фундамент ЦНД и опор под¬
шипников. При установке турбины К-300-240

е?^ 75
1
№7-0,10	677-Й7Р	0,06-0,075 06-0,075 0,06-0,075 06-0,075 0,0-0,03	02 О,
0,0	0,0-0,02
o,o-ofi3
РЕД-РСД	РСД-РНД	РНД-РГ
(центровочная скоба на РСД)
Рис. 15 2 Центровка роторов турбоагрегата по полумуфтам.
0,0-0,03
на фундамент и проведении в процессе ее сбор¬
ки центровочных работ, а также прй прицент-
ровке к турбине генератора в качестве баз
го цилиндра принимается ЦНД.
Монтаж цилиндров турбины начинается
установкой на фундамент нижней половины
ЦНД и опор подшипников.
Выхлопные патрубки первого, второго и
третьего потоков ЦНД устанавливаются на
фундамент каждый отдельно. Перемещением
патрубков на фундаментных плитах добивают¬
ся совпадения призонных отверстий их вер¬
тикальных разъемов. На вертикальные разъе¬
мы наносят уплотняющую мастику и сболчи¬
вают их, равномерно затягивая крепеж свер¬
ху вниз, начиная от горизонт іьного разъема
цилиндра.
При монтаже цилиндров турбины приме¬
няют также метод сборки патрубков второго
и третьего потоков ЦНД до их установки па
фундамент.
Патрубки второго и третьего потоков уста¬
навливаются на фундаментные плиты в сбо¬
ре. после чего к ним присоединяют патрѵбок
первого потока. Такой метод позволяет про¬
варить вертикальный разъем патрубков второ¬
го и третьего потоков уплотняющим электро¬
сварочным швом
После установки нижней половины ЦНД и
опор подшипников на фундаменте натягивают
струны, геометрически соответствующие г тай¬
ным продольной и поперечной осям турбоаі-
регата. Нижняя половина ЦІЩ и опоры под¬
шипников выставляются по струнам с точ¬
ностью до 0.3 мч При этом проверяют, что¬
бы зазор между вертикальными стенками вы¬
хлопной части ЦНД и фундаментом состав¬
лял не менее 20 мм
После выставления ЦНД и опор подшип¬
ников по струнам производится сборка опор¬
ных подшипников турбины. В подшипники ук¬
ладывают роторы низкого и среднего давле¬
ния. Замеряются центровка РНД относитель¬
но ЦНД по расточкам корпуса цилиндра
под маслоотбойники (масляным расточ¬
кам) подшипников № 4 и 5 и уклоны на
13*
шейках РНД по уровню «Геологоразведка».
Смещение оси ротора относительно оси
масляной расточки подшипника не должно
превышать 0,05 мм. Это необходимо для нор¬
мальной сборки и разборки нижней половины
маслоотбойпика подшипника при ремонтах
турбины.
При необходимости центровку РНД отно¬
сительно цилиндра корректируют изменением
толщины прокладок под колодками установоч¬
ных колец опорных подшипников
Уклоны на шейках РНД должны иметь
одинаковую величину' и противоположные на¬
правления. Допускается разность величин ук¬
лонов нс более 1,5 деления по уровню.
Такая установка ротора низкого давления
необходима для обеспечения подъема линии
вала турбоагрегата от ЦНД в сторону ЦВД
ц генератора таким образом, чтобы не полу¬
чить по окончании цептровки липни вала чрез¬
мерного завышения пли занижения опоры пе¬
реднего подшипника турбины или генератора.
При необходимости уклоны па шейках РНД
корректируют перемещением подшипников в
вертикальном направлении, равномерно опус¬
кая или поднимая па фундаментных тптах
один поток ЦІ1Д оіноситсльно другого
К рогору низкого давления, отцентрован¬
ному относительно цилиндра и выставленно¬
му по уклонам на шейках, лрицентровывается
ротор среднего давления При этом контроли¬
руется центровка РСД относительно масля¬
ной расточки подшипника № 3 первого пото¬
ка ЦПД. Допуски на центровку роторов
турбоагрегата по полумуфтам приведены на
рис 15 2
В данном случае раскрытие иодумуфт
РСД—РНД сверху на 0,12—0,15 мм п смеше¬
ние потумуфты РСД вверх по отношению к
полумуфте РНД на 0,06—0,075 мм учитывают
перемещение роторов и изменение их центров¬
ки при работе турбины под воздействием де¬
формации фундамента от неравномерного па-
грева (рост колонн под опорой среднего под¬
шипника) и деформации ЦНД под влиянием
вакуума.
395

Рис 153 Схема расположения динамометров при мон¬
таже цилиндров турбины
рсдвего подшипника, б —ЦВД. 8 —опора среднего
г _ цСД & — ЦНД, е — места расположения ди-
Положение калибрового вала в цилиндре не
должно отличаться от положения ротора,
укладываются в местах опирания динамо¬
метров па бетон плоские подкладки, на кото¬
рые укладываются цилиндрические подставки
с калеными «пятаками» (во избеж не про¬
садки динамометров);
завертываются в балконы ЦПД динамо¬
метры, фундаментные плиты опускаются на
клиньях Таким образом, вес нижней полови¬
ны ЦНД полностью передается на дин момет-
ры;
производится равномерных? завертыванием
или вывертыванием динамометров распреде¬
ление паірузок на опорные балконы цилиндра.
Фактические нагрузки на динамометрах не
должны отличаться от формулярных более
чем па 5 кН (~0,5 тс) При этом разница
показаний симметричных динамометров с ле¬
вой и правой сторон цилиндра нс должна пре¬
вышать 5% нагрузки на динамометр
В процессе выставления цилиндра на дина¬
мометрах контролируются уклоны піеск ка¬
либрового вала, которые не до чжяы от тачать¬
ся по величине, как и для ротора, более чем
на 1,5 деления уровня и должны иметь пре¬
ти вопо ложные направлен и я
По выставлении цилиндра па динамомет¬
рах производятся проверочные операции по
определению влияния установки призоііных
болтов горизонтального "разъема цилиндра и
его обтяжки (вызывающих возможные дефор¬
мации цилиндров) па распределение нагрузок
на динамометрах. Для этого па выставленную
на динамометрах нижнюю половину ЦНД
устанавливают верхние половины выхлопных
патрубков первого, второго и третье? о потоков
(при этом вертикальный разъем патрубков
второго и третьего потоков сболчивают окон¬
чательно на уплотняющей мастике). На гори¬
зонтальном разъеме цилиндра устанавлива¬
ются призснные болты.
В дальнейшем горизонтальный разъем
сболчивают призонными и частично проход¬
ными болтами таким образом, чтобы пластин¬
чатый шуп толщиной 0,1 мм в разъем не про¬
ходил. При сболченном состоянии цилиндра
снимается паспорт нагрузок на динамометрах
Полученные нагрузки сравнивают с наг узка-
ми до сболчивания разъема.
Если в результате сболчивания нагрузки
на динамометрах изменились, последние вели¬
чины нагрузок корректируют, добиваясь вы¬
полнения следующих трс алий к распреде¬
лению наірузок-
нагрузки па динамометрах распределяют¬
ся равномерно,
разница показаний симметричных динамо¬
метров не превышает 5% нагрузки на дина¬
мометр,
Коррекгировку центровка РСД—РИД вы¬
полняют следующими способами (в зависи¬
мости от результата первоначального замера
центровки роторов по полумуфтам и центров¬
ки РСД относительно масляной расточки под¬
шипника № 3),
перемещением опоры среднего подш ка
вместе с фундаментной рамой;
перемещением РСД в своих подшипниках,
перемещением первого потока ЦНД относи¬
тельно второго и третьего.
Установка ЦНД, ЦСД и ЦВД на динамо¬
метрах. Цилиндры турбины К-300-240 устанав¬
ливаются при монтаже с помощью динамомет¬
ров. Суть такой выверки цилиндров заключа¬
ется в повторении на фундаменте электростан¬
ции стендовых нагрузок на опорные элементы
цилиндров, замеряемых с помощью динамо¬
метров на заводском стенде.
Для турбины ХТГЗ применяются динамо¬
метры Д-15 грузоподъемностью 150 кН
(15,3 тс), изготовляемые Ленинградским
опытным электродносварочным заводом.
Схема расположения динамометров при
монтаже цилиндров турбины К-300-2 приве¬
дена на рис. 153.
Установка ЦНД па динамометрах
выполняется в следующей технологической
последовательности:
укладывается в подшипники ЦНД кално-
ровый вал и проверяется его положение по
масляным расточкам г уклонам на шейках.
196

нагрузка на каждый динамометр составля-
не менее 50 кН
По окончании работ по установке цилин¬
дра на динамометрах цнтпндр переводят на
фѵндамепгные плиты.
При переводе ЦНД на фундаментные пли¬
ты последние равномерно .подводятся на
клиньях и установочных болтах к балконам
цилиндра таким образом, чтобы каждый ди¬
намометр разгрузился на 3,5—5 кН (0,35—
0,5 тс). При подведении плит контролируется
их прилегание к опорным площадкам цилинд¬
ра пластинчатым щупом. Фундаментные бол¬
ты и шпильки равномерно обтягивают, не до¬
пуская отрыва плит от бонок цилиндра, для
чего в процессе обтяжки болтов и шпилек
плиты подклинивают
После подведения к цилиндру фундамент¬
ных плит динамометры вывертывают, контро¬
лируя с помощью индикаторов возможную
просадку плит от нагружения цилиндра В
случае просадки плиту возвращают в перво¬
начальное положение подклиниванием.
По окончании перевода ЦНД на фунда¬
ментные плиты устанавливается передняя осе¬
вая шпонка, соединяющая цилиндр с фунда¬
ментом Горизонтальный разъем разбоччива-
ется, снимаются верхние половины выхлоп¬
ных патрубков В цилиндр укладывают ниж¬
нюю половину обоймы и нижние половины ди¬
афрагм пятых ступеней Устанавливаются по
маркировке Г-образные шпонки, фиксирующие
осевое положение обоймы. В подшипники
укладывают РНД и записывают в формуляр
его положение по расточкам н уклонам па
шейках
Установка ЦСД на динамометр ах
заключается в пагружепии передних опорных
лап цитпндра до формулярных нагрузок с по-
моіцью динамометров одновременно с контро¬
лем и корректировкой центровки роторов низ¬
кого я среднего давлений,' центровкой ЦСД
относительно РСД но расточкам под копцепые
уплотнения (паровым расточкам) и центров¬
кой опоры среднего подшипника относитель¬
но РСД по масляным расточкам.
Установка ЦСД на динамометрах выпол¬
няется в следующей последовательности.
а)	устанавливается нижняя половина ЦСД
без внутреннего корпуса, обойм и диафраім
в проектное положение и соединяется па уп¬
лотняющей мастике с нижней половиной вых-
лоппоі о патрубка ЦНД проходными, и призон-
ными бо нами При этом передние лапы ниж¬
ней половины цилиндра опираются на техно¬
логические подкладки,
б)	укладывается в подшипники РСД с уд¬
линителем на его переднем конце для контро¬
ля передней масляной расточки опоры средне¬
го подшипника,
в)	проверяется центровка РНД—РСД При
необходимости центровку роторов корректиру¬
ют до требуемой величины (см рис. 15 2) пе¬
ремещением опоры среднего подшипника,
одновременно опора центруется относитель¬
но РСД по передней и задней масляным рас¬
точка;»;
г)	проверяется центровка ЦСД отпоен
телыю РСД по паровым расточкам. При не¬
обходимости центровку цилиндра корректи¬
руют подгоикоій Г-образных вертикальных
шпонок его соединения с опорой среднего под¬
шипника или изменением толщины технологи*
еских подкладок под іапами цилиндра,
Д) устанавливаются в отверстия лап ЦСД
динамометры, между опорой подшипника и
лапами цилиндра устанавливаются индикато¬
ры и выставляются на нули,
е)	нагружаются динамометры до освобож¬
дения технологических подкладок. Технологи¬
ческие подкладки удаляют, после чего дина¬
мометры разгружают до положения, при ко¬
тором индикаторы между опорой и лапами
возвратятся в нули. Зафиксированные в дан¬
ном «положении нагрузки на динамометрах
соответствуют действительным нагрузкам па
ѵіапах цилиндра. Корректировка нагрузок до
формулярных .производится изменением тол¬
щины подкладок под лапами цилиндра или
разворотом -корпуса опоры среднего подшип¬
ника вместе с фундаментной рамой относи¬
тельной продольной оси турбины;
ж)	обтягиваются шпильки фундаментной
рамы с контролем неизменности "нагрузок па
динамометрах, центровки РНД—РСД, цент¬
ровки опоры -среднего подшипника по масля¬
ным расточкам и плотности прилегания опо¬
ры к фундаментной раме;
з)	переводятся передние опорные лапы
нижней половины ЦСД на технологические
подкладки, после чего дин ометры ■ • верты-
вают.
Установка ЦВД на дина м осет¬
рах заключается в нагружении передних и
задних опорных лап цилиндра до формуляр¬
ных нагрузок с помощью динамометров одно¬
временно с центровкой роторов высокого и
среднего давлений, центровкой ЦВД по паро¬
вым расточкам и центровкой опоры передне¬
го подшипника относительно РВД -по масля¬
ной и водомасляной расточкам.
Установка ЦВД на динамометрах выпол¬
няется в следующей технологической последо¬
вательности'
а)	устанавливается нижняя половина ЦВД
без внутреннего корпуса, -обойм и диафрагм
технологические подкладки;
б)	укладывается РВД св подшипники. При
этом ротор опирается на вкладыш переднего
подшипника и на технологический вкладыш.
устанавливаемый в расточку переднего мас¬
лоотбойника опоры среднего подшипника;
лрицентровывается РВД к РСД 'пере¬
мещением опоры переднего .подшипника, од¬
новременно опору прицентровывают к РВД
по масляной л водомасляной расточкам Ве¬
личина требуемой центровки роторов приве¬
дена на рис 15.2.
В данном -случае раскрытие внизу полу¬
муфт роторов на 0,35—0,38 мм выбрано из
условия виброустойчивости переднего- под¬
шипника турбины при трехопорной системе
роторов, а" также с учетом неравномерного
прогрева фундамента прп работе турбины
(рост колони фундамента под опорой средне¬
го подшипника),
г)	проверяется центровка ЦВД относи¬
тельно РВД по паровым расточкам. При не¬
обходимости центровку цилиндра корректи¬
руют подгонкой Г-образных вертикальных
шпонок его соединения с. передней и средней
опорами подшипников или изменением тол¬
щины технологических подкладок под опор¬
ными лапами;
д)	замеряется с помощью динамометров
иагрѵзка на передние и задние опорные лапы
ЦВД Замер нагрузок осуществляется ана¬
логично тому, что записано- в пп. «д» и «е»
раздела «Установка ЦСД на динамометрах»
Корректировка -фактических нагрузок до фор¬
мулярных производится изменением толщины
технологических подкладок под лапами ци¬
линдра или разворотом опоры переднего под¬
шипника вместе с фундаментной рамой отно¬
сите тьпо продольной оси турбины;
е)	обтягиваются окончательно шпильки
фундаментной -рамы опоры переднего подшип¬
ника с контролем неизменности нагрузок на
динамометрах, центровки РВД — РСД, цент¬
ровки опоры переднего .подшипника по .мас¬
ляной и водомасляной расточкам и плотности
прилегания опоры к фундаментной раме;
ж)	переводятся опорные лапы нижней .по¬
ловины ЦВД на технологические подкладки,
посте чего динамометры вывертываются.
Подливка фундаментных плит и рам. По
выставлении цилиндров турбины на динамо¬
метрах производится подготовка под. подлив¬
ку бетоном фундаментных плит .и рам и под-
тивка.
Подливка фундаментных плит п рам про¬
изводится при установке на фундамент пе
менее 80—85% оборудования, причем должны
быть установлены все тяжеловесные узлы тур¬
бины и генератор.
К началу подливки необходимо, чтобы
были выполнены следующие, работы.
сцентрованы роторы турбины между собой;
собраны цилиндры турбины к подливке;
установлен конденсатор на спорны • пру-
198
жинах, переходный -патрубок приварен к кон¬
денсатору и выхлопному патрубку ЦНД. При
этом выхлопной патрубок должен иметь рабо¬
чую нагрузку от воды в конденсаторе Вместо
налива воды в конденсатор выхлопной патру¬
бок можно нагрузить, ослабив частъ дружин
конденсатора на величину, соответствующую
рабочей -нагрузке от воды,
приварены трубопроводы отборов ЦНД;
закреплены фундаментные плиты .и рамы
окончательно, фундаментные шпильки обтя¬
нуты и их нижние -гайки застопорены электро¬
сваркой, клинья и подкладки прихвачены
электросваркой Друг к другу,
проверено прилегание ЦНД и опор под¬
шипников к фундаментным плитам и рамам.
При сборке" цилиндров турбины к подлив¬
ке производятся следующие работы:
укладывают в цилиндры турбипы нижние
половины диафрагм ЦНД, нижние половины
внутренних корпусов ЦСД и ЦВД с диафраг¬
мами, нижние половины обойм диафрагм
ЦСД и ЦВД с диафрагмами, нижние полови¬
ны обойм концевых уплотнений ЦСД и ЦВД;
укладывают роторы турбины в подшипни¬
ки. Проверяют разбега роторов в проточной
части цилиндров;
производят сборку упорного подшипника,
проверяют разбег роторов в упорном подтип
пике, после чего муфты роторов .сболчивают;
смещают роторы турбины в упорном под¬
шипнике в сторону генератора до упора в его
рабочие колодки В этом положении замеря¬
ются осевые зазоры проточной частя ЦВД.
При небходнмости -корректировка зазоров про¬
изводится осевым перемещением внешнего
корпуса ЦВД .в-месте с опорой переднего под¬
шипника с соответствующей подгонкой попе¬
речных Г-образных шпонок соединения ЦВД
со средней -опорой;
смещают роторы турбины в упорной под¬
шипнике ів сторону регулятора до- упора в его
ѵстановочные колодки. В этом положения за¬
меряются осевые зазоры проточной части
ЦСД и ЦНД При необходимости корректи¬
ровка зазоров ЦСД и первого потока ЦНД
производится осевым перемещением опоры
среднего подшипника вместе с ЦВД и опоры
переднего подшипника относительно ЦСД с
соответствующей подгонкой Г образных попе¬
речных шпонок -соединения ЦСД с опорой
среднего подшипника. Корректировка зазоров
второго и третьего потоков ЦНД производит¬
ся осевым перемещением обоймы ЦНД отно-
сителі ио шпицдра с ссотгетствуюшей под¬
топкой Г-образных шпонок сослин обой¬
мы с цилиндром;
устанавливают верхние половины обоймы
ЦНД, внутренних корпусов обойм диафрагм
и обойм концевых уплотнений ЦСД и ЦВД,
верхние крышки ЦНД, ЦСД, ЦВД Произво¬
дят обтягивание разъемов цилиндров призон-
ными и частично проходными шпильками до
•полного закрытия разъемов с контролем плот¬
ности пластинчатым «щупом.
К, началу подливки поверхность фундамен
та очищается от мусора, продувается сжа¬
тым воздухом и промывается водой. В .мес
тах подливки на поверхности бетона выпол¬
няют насечку (для лучшего соединения под¬
ливаемого бетона с бетоном фундамента)..
Подготавливается опалубка для бетонирова¬
ния, колодцы фундаментных шпилек засыла¬
ли- сухим .песком
Засыпка фундаментных колодцев песком
производится для возможности демонтажа
фундаментных плит и рам, если возникнет пе-
«обходимость снятия турбины с фундамента.
Подливку следует производить непрерыв¬
но и закончить ее до начала схватывания
бетона.
В процессе подливки бетонная масса про¬
талкивается металлическими штырями л
уплотняется вибраторами, чтобы пространст¬
во под плитами и рамами- было полностью
заполнено
Уровень подливки выполняется на 20—
30 м-м .ниже верхней .плоскости фундаментных
плит для того, чтобы после выполнения чис¬
того пола машинного зала верхняя плоскость
плит была на одном с ним уровне.
Для подливки турбины используется бетон
не ниже марки 200 Гравий или мелкий ще¬
бень, применяемый в бетоне, должен иметь
зерна не более 30 .мм Для контроля прочно¬
сти бетона в процессе его .застывания одно¬
временно с подливкой из каждой партии ра-
-створа заливается несколько пробных куби¬
ков размером 100x100x100 мм с указанием
даты .подливки.
Подливка гѵрбины и выстаивание бетона
после подливки должны производиться при
температуре в машинном зале не ниже плюс
■Ь° С, после .подливки свежий бетон должен
периодически поливаться .водой во избежание
его растрескивания.
Запрещается изменять нагрузку «а фундаментные
шиты л рамы до того момента, пока прочность бетона
зіе достигнет 60—70% расчетной величины. При этом
■нельзя снимать крышки цилиндров, присоединять -к тур¬
бине крупные трубопроводы и производить другие рабо¬
ты. связанные с изменентем нагрузки
До достижении бетоном 60—70% прочности прове¬
ряется прнзегаипс ЦІІД к фундаментным шитам я опор
ію=шінн!іиков к фундаментным рамам, а также центров¬
ка роторов При необходимости корректировка центров¬
ки роторов производят перемещением вкладышей под¬
шипников иа опорных колодках установочных колец,
после чего верхние половины цмли об .разбирают и
учалиют роторы
Центровка обойм и диафрагм. Калибровка
уплотнений циливдро Центровка внутренних
элементов цилиндров производится после
окончательного закрепления турбины на фун¬
даменте подливкой фундаментных плит и рам.
При установке в цилиндры внутренних
корпусов, обойм с диафрагмами и обойм кон¬
цевых уплотнений -проверяют
чистоту расточек цилиндров и обойм, от¬
сутствие в шпоночных соединениях забоин и
заусенцев:
крепление установочных шпонок, стопоре¬
ние .крепежа шпонок от отвинчивания,
осевые люфты обойм и диафрагм в соот¬
ветствующих расточках к поперечные люфты
в шпоночных соединениях;
плотность горизонтальных разъемов вну¬
тренних корпусов цилиндров, обойм, диаф¬
рагм.
Проверка центровки -внутренних элементов
цилиндров .производится при помощи калиб¬
ровых валов или оптическим .методом с при¬
менением специальных таблиц, учитывающих
статический прогиб роторов в различных се¬
чениях по длине каждого ротора.
При укладке калибрового вала 'в подшип¬
ники контролируют соответствие его положе¬
ния по паровым и масляным расточкам поло¬
жению ротора В случае проведения центров¬
ки внутренних элементов цилиндров оптиче¬
ским методом в процессе пастройки оптиче
ской трубы учитывается фактическое положе¬
ние ротора по паровым и масляным расточ¬
кам
Смещение оси расточки диафрагмы или
обоймы относительно оси ротора не должно
превышать 0,05 мм. При необходимости цент¬
ровку'' корректируют смещением диафрагмы
или обоймы с подгонкой соответствующих бо¬
ковых ИЛИ НИЖНИХ ШПОНОК.
По окончании центровочных работ прове¬
ряются тепловые зазоры по диафрагмам и
обоймам, нижним и боковым шпонкам, осевым
и радиальным «пинам» диафрагм и обойм,
•фиксирующим ,зубьям внутренних корпусов.
Замеряемые зазоры должны соответствовать
чертежам турбины
В расточки диафрагм и обойм концевых
уплотнении устанавливаются уплотнительные
сегмепты, -в расточки корпусов подшипни¬
ков—.маслоотбойники. В подшипники турби¬
ны укладываются роторы. Производится за¬
мер боковых радиальных зазоров по надбан¬
дажным, диафрагменным и концевым уплот¬
нениям цилипдров, а также по маслоотбойни-
каім опор подшипников
Калибровка уплотнений цилиндров и мас-
лоотбойпиков подшипников производится про¬
точкой уплотняющих усиков резцами, закреп¬
ляемыми на калибровых валах При выстав¬
лении резцов в качестве базовых принимают¬
ся замеры боковых зазоров.
199

Сегменты уплотнений цилиндров при уве¬
личенных зазорах приближают подрезкой их
опорных заплечиков
При калибровке уплотнений цилиндров
сегменты для предотвращения радиальных
смещений расклиниваются деревянными
клиньями
Сборка и закрытие цилиндров. Закрытие
цилиндров турбины производится после окон¬
чания всех пригоночных работ по проточной
части цилиндров и подшипников
Перед закрытием выполняется контроль¬
ный замер осевых и радиальных зазоров про¬
точной части и уплотнений, а также осевого
разбега ротора в цилидре согласно формуля¬
ру турбины. Зазоры замеряют с помощью кли¬
новых -и пластинчатых щупов
До проведения замеров проточной части
собирается упорный подшипник и сболчива¬
ются муфты роторов. Как указывалось выше,
при замере проточной части .ЦВД роторы
устанавливаются в положение упора в рабочие
колодки упорного подщипника (сторона гене¬
ратора), при замере проточной части ЦСД и
ЦНД — в по тоженис упора в установочные
колодки (сторона регулятора). Таким обра¬
зом, -каждый ротор устанавливают в его край¬
нее положение в цилиндре в направлении ми¬
нимальных осевых зазоров ступеней (входных
зазоров).
Зазоры проточном части цилиндра замеря¬
ются при двух полож ях ротора (с воро¬
том ротора на 90°).
Проверка осевого разбега ротора в цилин¬
дре необходима тля контроля правильности
сборки цилиндра и контроля отсутствия по¬
сторонних предметов. Осевые разбега роторов
замеряются при удаленных колодках упорно¬
го подшипника Проверка разбега ротора про¬
изводится дважды, сначала в нижней полови¬
не цилиндра, а затем при закрытом цилиндре.
Осевой разбег РНД проверяется с установ¬
ленными маслоотбойниками подшипников № 4,
5й без маслоотбойников
При подготовке к сбор цилиндров произ¬
водят -следующие работьг
удаляют из нижних половин цилиндров ро¬
торъ!, внутренние корпуса, диафрагмы, обой¬
мы диафрагм и -обоймы концевых уплотнений.
Из корпусов подшипников удаляют -вклад і.ппи
подшипников, установочные кольца, корпус
улорпого подшипника;
очищают внутренние поверхности Цилин¬
дров корпусов подшипников -от грязи и пы¬
ли и обдувают сжатым воздухом. Все трудно¬
доступные места внутри цилиндров тщатель¬
но осматривают, дренажные отверстия и от¬
верстия для присоединения контрольно-изме¬
рительных приборов продувают. Расточки ци¬
линдров под обоймы и диафрагмы паіирают
чешуйчатым графитом, очищают и продувают
камеры и присоединительные патрубки кон¬
цевых уплотнений цилиндров, а также масло¬
проводы в пределах турбины. На все натрубки
цилиндров и -маслопроводы устанавливают за-
і лушки,
обдувают роторы, внутренние корпуса ци¬
линдров, диафрагмы, обоймы сжатым возду¬
хом. С помощью переносной лампы осматри¬
вают роторы и диафрагмы, чтобы убедиться-
в том, что в межлопаточных каналах пет по¬
сторонних предметов Во внутренних корпусах
ЦВД и ЦСД проверяют состояние сопловых
аппаратов и их крепление На паровпускных
патрубках корпусов проверяют состояиие-
поршпевых колец. Дренажные отверстия вну¬
тренних корпусов продувают,
производят сборку' нижних половин под¬
шипников.
Работы по сборке цилиндров вьшолняюі
непрерывно до момента закрытия крышек
Сборку цилиндров начинают с установки
нижних половин внутренних корпусов, обойм-'
с диафрагмами, диафрагм пятых ступеней-
ЦНД, обойм концевых уплотнений, а также
нижних половин установочных колец и вкла¬
дышей подшипников Только после этого1
устанавливают роторы, а затем верхние по¬
ловины внутренних корпусов, обойм с диаф¬
рагмами, диафрагм пятых ступеней ЦНД
обойм концевых уплотнений и сболчивают их
горизонтальные разъемы с пижпими полови¬
нами.
В процессе сборки цилиндров все внутрен¬
ние крепежные детали должны быть надежно-
закреплены от выпадания или отвипчиваяия-
После установки всех внутренних элемен¬
тов цилиндров производится закрытие верх¬
них крышек цилиндров.
Необходимо отметить, что верхние крышки
ЦСД и первого .потока ЦНД окончательно со¬
единяют между собой при закрытии цилинд¬
ров (крышки второго и третьего потоков
ЦНД окончательно соединяют, как указыва¬
лось выше, во время сборки турбины под под¬
ливку) .
Перед закрытием ЦСД и первого потока
ЦНД крышку' первого потока перекантовыва¬
ют для установки верхних половин диафрагм
I—4-го ступеней, после чего крышку устанав¬
ливают на место и обтягивают крепеж гори¬
зонтального разъема первого потока. После-
установки верхней крышки первого потока
ЦНД устанавливают верхнюю крышку ЦСД.
и обтягивают крепеж сначала горизонтально¬
го разъема ЦСД, а затем вертикального
разъема ЦСД с первым потоком ЦНД.
При сборке цилиндров турбины горизон¬
тальные разъемы ЦВД и ЦСД натирают сухим
чешу-й -и г • графитом, горизонтальные и вер¬
тикальные разъемы ЦНД, а также вертикаль¬
ный разъем первого потока ЦНД с ЦСД
уплотняют мастикой, имеющей следующий со¬
став (по массе), глет- свинцовый — 45%; же¬
лезо, восстановленное водородом, — 21%; же¬
лезный сурик — 17%, свинцовый сурик -12%;
графит чешуйчатый — 5% Олифа натураль¬
ная вареная добавляется в количестве. 300 г
на 1 кг сухой смеси из перечисленных компо¬
ненте в.
Резьбовые соединения наружных корпусов
и внутренних элементов цилиндров для пре¬
дотвращения пригорания в процессе работы
турбины при сборке цилиндров смазывают
графито-медистой смазкой, имеющей состав
(ио массе): медь порошковая—10—25%; гра¬
фит чешуйчатый—15—20%; глицерин -60 —
70% и пи дисульфидмолибденовой смазкой,
имеющей состав (по массе): дисульфид мо¬
либдена — 54%; ілицерин — 45%.
Затяжка шпилек наружных и внутренних
корпусов ЦВД и ЦСД производится в два эта¬
па. .первоначально шпильку затягивают нехо¬
лодно, затем шпильку затягивают нагорячо
до определенного угла поворота гайки (удли-
■непия).
Момент при затяжке шпильки пахолодно
и угол поворота гайки при затяжке нагорячо
установлены в зависимости от диаметра и ма¬
териала шпильки для создания необходимых
напряжений в шпильках, обеспечивающих
плотность разъемов корпусов цилиндров.
Усилие затяжки шпилек наружных корпу¬
сов ЦВД и ЦСД контролируется по величине
их удлинения, замеряемой специальным при¬
бором (рис. 15.4,а).
Данные по затяжке крепежа горизонталь¬
ных разъемов цилиндров приводятся в завод¬
ской инструкции.
Нагрев шпильки при затяжке нагорячо
производится воздухом, нагретым автогенной
горелкой в специальном заводском приспособ¬
лении (рис. 15.4,6) или с помощью разтичных
нагревателей с применением карборундовых
стержней, подключаемых к сварочному транс¬
форматору Запрещается нагревать шпильки
открытым пламенем горелки, так как при этом
возможен местный перегрев металла с обра¬
зованном микротрещин; также запрещается
навинчивать 'гайки ударом молота по рукоятке
ключа Скорость нагрева шпильки не должна
превышать 15°С/мим.
Как указывалось выше, в процессе уста¬
новки к сборки турбины цилиндры высокого
и среднего давления опирают нижними лапа¬
ми па технологические подкладки Изменени¬
ем толщины технологических подкладок про¬
изводится центровка цилиндра и корректиров¬
ка нагрузок на его опорных лапах Цо дина¬
мометрам
После закрытия и сболчивания горизон¬
тальных разъемов наружных корпусов ЦВД.
и ЦСД переводят в рабочее положение с опи¬
ранием верхними лапами на штатные под¬
кладки, а технологические подкладки из-под
нижних лап удаляют-. При этом неизменность
положения цилиндра относительно ротора
контролируется индикатором. Схема перевода-,
опорных лап цилиндра с технологических под¬
кладок на штатные приведена па рис. 15.5.
Сборка подшипников. При сборке опорных:
подшипников турбипы производится ревизия:
вкладышей и установочных колец, выполня¬
ются натяги иа вкладышах.
При ревизии вкладышей подшипников про¬
веряется, что:
сферические поверхности ■вкладышей не
имеют шероховатости, забоин, заусенцев іе
Рис. 155. Схема перевода опорных лап цилиндров с тех¬
нологических подкладок на штатные.

плотно прилегают к -сопрягаемым поверхно¬
стям установочных колец. Проверку приле-
s гания производят пластинчатым щупом п по
краске,
рабочие поверхности -баббитовой .заливки
вкладышей не имеют глубоких рисок, инород¬
ных включений, раковин, отслоений баббита,
верхпяя половина вкладыша плотно при¬
легает к нижней Плотность горизонтального
вкладыша проверяют пластинчатым .щупом и
по краске,
шейки роторов прилегают к баббиту ниж¬
них половин вкладышей по всей длине -вкла¬
дышей, -верхние п боковые масляные зазоры
соответствуют формуляру турбины.
В случае проведения пригоночных работ
по вкладышу применяется калибр, диаметр
которого равен диаметру шейки ротора плюс
двойной боковой масляный зазор.
При ревизии установочных колец подшип¬
ников проверяется, что:
стопорные шайбы, удерживающие верхние
половины установочных колец в крышках под¬
шипников № 1 и 2, и головки пиитов утопают
в подрезке;
штифты на разъемах установочных колец
подшипников № 1 и 2 надежно фиксируют
верхние половины колец относительно пиж-
под опорными колодками установочных
колец количество прокладок пе превышает
трех, колодки пе имеют забоин и заусенцев,
винты, крепяшне колодки, обтянуты, головки
винтов утопают в подрезке. При обтягивании
винтов колодки обстукивают медным молот¬
ком;
опорные колодки плотно прилегают к рас¬
точкам корпусов подшипников. Плотность
прилегания проверяют плас тым шулом
и по краске
Окончательная проверка прилегания и пригонка
-опорных колодок производятся по окончании центро¬
вочных работ по роторам турбоагрегата. После пригон¬
ки колодок центровка роторов должна быть проверена
и при необходимости подкорректирована Проверка
прилегания колодок производится при установленных
вкладышах подшипников; при этом зазор под нижней
колодкой не до.іжсн превышать 0,05 мм
После нагружения подщипника ротором
зазор по нижней колодке .выбирается Натя¬
ги на вкладышах подшипников осуществля¬
ются сжатием вкладышей крышками и уста¬
новочными полукольцами при сболчивании
резьбовых соединений вкладышей с корпуса¬
ми подшипников Натяг корректируется -шаб¬
рением разъема вкладыша (уменьшение натя¬
га) или крышки вкладыша -с установочным
полукольцом (увеличение натяга).
При сборке упорного подшипника турбины
производится ревизия упорного гребня рото¬
ра, упорных колодок и масляных уплотнений
202
подшипника, проверяется разбег ротора в
упорном подшипнике
При ревизии упорною гребня проверяют
его торцевое биение с обеих сторон, а также
отсутствие -волнистости и конусности. Торце¬
вое биение упорного гребня не должно превы¬
шать 0,02 мм. Замер биения производится на
расстоянии 10—15 мм оі края и иа середине
гребня. Отсутствие волнистости и -конусности
проверяют по линейке.
При ревизии колодок проверяют, что:
рабочие поверхности баббитовой заливки
колодок не имеют рисок, инородных включе¬
ний, раковин, отслоений баббита,
прп нагружении поверочной плитой упор¬
ных -колодок, собранных -в обойме, и установ¬
ке между- плитой -и одной из колодок пласти¬
ны толщиной 3,5 мм все остальные колодки
плотно прилегают к плите,
накладки упорных колодок имеют скосы
со -стороны захода масла;
радиальный люфт накладок относительно
упорных колодок, обеспечивающий, тепловое
расширение накладок, составляет 0,10—
0,20 мм.
При ревизии -масляных уплотнений упор¬
ного .подшипника проверяют радиальные зазо¬
ры и соответствие зазоров формуляру турби¬
ны Замер радиальных зазоров производят с
помощью пластинчатого щупа и свинцовых
оттисков
Разбег ротора в упорном подшипнике про¬
веряют при полностью собранном подшипни¬
ке, установленных лризонных болтах п обтя¬
нутом горизонтальном разъеме корпуса под¬
шипника. При сборке контролируют, чтобы
все упорные колодки- имели возможность са-
моустанавл и в аться.
Разбег ротора должен составлять 0,5—
0,6 мм При необходимости разбег корректи¬
руют изменением толщины установочного
кольца обоймы подшипника
Окончательную сборку опорных и упорно¬
го подшипников производят после проведения
очистки их картеров путем прокачки масла.
При окончательной сборке устанавливают
термометры сопротивления для замера тем¬
пературы баббита вкладышей и упорных ко¬
лодок, а также -выносные дроссельные шайбы
па подводе -масла к подшипникам
Сборка муфт. При сборке муфт роторов
турбоагрегата производят проверку -спарива¬
ния полумуфт РВД—РСД, РСД—РИД, спа¬
ривания полумуфты РНД с полумуфтой рото¬
ра іеясратора с последующей райберовкой
отверстий под призонные болты. От качества
спаривания лолумуфт ротора существенно- за¬
висит вибрационное состояние турбоагрегата.
Для проверки спаривания полумуфт с по¬
мощью индикаторов замеряют их торцевое и

радиальное биения При совмещении полу-
муфт максимальное торцевое биение одной ію-
•іумуфты должно совпадать с минимальным
биением другой, причем суммарное биение не
должно превышать для муфт РСД—РНД и
РНД-РГ 0,02 мм, а для муфты РВД-РСД
0,01 мм После сболчивания муфты радиаль¬
ное биение ио.іумуфт не должно изменяться
бочее чем на 0 03 мм
Призонные болты муфт устанавливают с
зазооом 0,02—0,04 мм. При установке при-
зонных болтов головки болтов и гайки долж¬
ны прилегать к іюлумуфтам всей поверхно¬
стью, перекос болтов .не допускается
При сборке муфты РВД-РСД контроли¬
руют усилие затяжки призонных болтов по
величине их удлинения (которое должно со¬
ставлять 0 15—0,20 чм), и производят маят¬
никовую .проверку
Маятниковая проверка муфты РВД-РСД
заключается в замере радиального биения пе¬
реднего конца РВД при удаленном вкладыше
переднего подшипника. Биение, замеряемое .на
передней шейке ротора, не до превышать
Маятниковая проверка производится с. помощью
специального приспособления. предел авленноі о -ча
При собранном приспособ тении передняя шейка
РВД 5 опирается па бугель 1 подвешенный к -крыш¬
ке 2, опирающейся через ро тиковые опоры 3 на клинья
4 закрепляемые на корпусе опоры подшипника 6. Пе¬
редний .конец РВД имеет возможность перемещаться
яри повороте -ротора вместе с -крышкой 2 в сборе с бу-
іелем 1 на ро тиковых опорах 3 в горизонтальном, по¬
перечном оси ротора направлении Клинья 4 служат для
выставления переднего конца РВД в -положение, соот¬
ветствующее его положению в штатном ©кладыше
(с контролем ио масляной расточке оперы переднего
потшияни'-.а)
ГІрч проведении маятниковой проверки
маслоотбойники передней и средней опор под¬
шипников и водомасляное уплотнение перед¬
ней опоры удаляют.
Если биение переднего конца РВД превы¬
шает допустимую величину, исправление спа¬
ривания полумуфт РВД—РСД производят пе¬
рераспределением усилий затяжки призонных
•болтов муфты ели шабрением торцов полу¬
муфт.
Спаривание полумуфты РНД с полумуф-
той ротора генератора для райберовки отвер¬
стий под призонные болты произвочят после
окончательной прчцентровки ротора гепера-
тора к РНД. При этом полумуфты роторов
выставляются таким образом, чтобы было
•обеспечено минимальное перекрытие по отвер¬
стиям, а суммарное торцевое биепие полумуфт
не превышало 0,02 -мм (как указывалось вы¬
ше). Муфтѵ сболчивают тремя-четырьмя про¬
ходными болтани, контролируя, что- радиаль
ное биение полумуфт не изменяется более чем
на 0,03 мм
Рис. 156 Приспособ¬
ление для маятнико¬
вой проверки муфты
РВД-РСД
При проведении райберовки к качеству от¬
верстий в полумуфтах роторов предъя тгя
следующие требования:
высокая чистота обработки поверхности;
конусность и овальность не более 0,02 мм;
перпендикулярность оси отверстия торцу
полумуфты (по угольнику),
•отклонение диаметра отверстия от ио-ми-
го- в 'пределах + 1,04—0,5 мм.
1S.2. УСТАНОВКА И СЕО. КА КОНДЕНСАТОРА
Установка и сборка корпуса конденсатора.
Конденсатор турбины К-15240 поставляется
на электростанцию отдельными транспорта¬
бельными блоками.
Ко.рпѵс конденсатора поставляется шестью
блоками. На каждом из них для удобства
сборки -несмываемой краской -а о’чг над¬
писи
нижняя крайняя левая часть;
верхняя крайняя левая часть;
нижняя средняя часть,
верхняя средняя часть;
нижпяя крайняя правая часть;
верхняя крайняя правая часть
Водяные камеры, крышки водяных камер,
переходный патрубок, паровые щиты, опорная
рама, конденсатосборники, приемно-сбросные
устройства поставляются отдельно от корпуса
конденсатора, причем переходный патрубок и
опорная рама поставляются тремя частями,
а каждая из водяных камер и крышка каме¬
ры—двумя частями Части корпуса конден¬
сатора, переходного патрубка и водяных ка¬
мер для транспортировки усиливаются техно¬
логическими рамами жесткости Охлаждаю¬
щие трубки поставляются упакованными в
я ики
Масса узлов конденсатора К-15246, кг
Корпус конденсатора (без охлаждающих тру¬
бок водяных камер и конденсатосборников) 112 450
Охлаждающие трубки	.... 132175
Переходный патрубок	.... 50040
Конденсатосборник	.	. 1270
Водяная камера передняя левая (правая) 3393
Водяная камера задняя леьая (правая) - - 3228
203

Крышка водяной камеры передней левой (пра¬
вой)	...	. .	9342
Крышка водяной камеры задней левой (пра¬
вой)	.	-	..... 6042
Паровые ігсаты -	-	-	5986
Конденсатор в сборе с переходам патрубком
без воды .	.	... 360000
с во toil в водяном пространстве	610 000
с водой в паровом пространстве . - - 985 000
Опорная рама ...	.... 22432
Приемно-сбросіюс устройство .	... 5879
Установка и сборка корпуса .конденсатора
выполняется в период подготовительных работ
до «начала монтажа гур боагрегата.. Техноло¬
гию сборки и сварки корпуса конденсатора
выбирают в зависимости от степени готовно¬
сти фундамента турбоагрегата.
Точность сборки корпуса конденсатора
определяется допуском -на соосность отвер¬
стий трубных досок, которая составляет все¬
го I—2 мм Поэтому самым лучшим местом
для сборки является нижняя плита фундамен¬
та турбоагрегата с изготовленными железобе¬
тонными опорами (тумбами), на -которые
устанавливается конденсатор.
В случае неготовности нижней части фундамента
турбоагрегата сборку корпуса конденсатора производят
на монтажной площадке на шпальной выкладке или не
инвентарной сварной раме. До окончания установки и
сборки корпуса конденсатора тля возможности заводки
частей -корпуса в проем фундамента один из продольных
ригелей верхнего пояса фундам над конденсаторов
не устанавливается.
Конденсатор устанавливается на фунда¬
ментной раме, опирающейся на четыре пру¬
жинные опоры (по восемь пружин ждой
опоре).
Сборку корпуса конденсатора производят
в следующей технологической последоватеть-
ности
укрупнение частей корпуса конденсатора,
сборка на фундаменте опорной рамы кон¬
денсатора,
установка на опорную раму укрупненных
частей корпуса конденсатора и их сварка,
установка на корпус конденсатора частей
переходного- патрубка и водяных камер и их
сварка, установка конденсатосборников,
установка паровых щитов конденсатора.
Укрупнение частей корпуса конденсатора
производится, как правило, на сборочной пло¬
щадке иа шпальной выкладке При изготов¬
лении шпальной выкладки необходимо точно
выставлять опорные двутавры в горизонталь¬
ной плоскости, для чего используют песчаную
подсыпку под нижний ряд шпальной вы¬
кладки.
Нижпие и верхние части корпуса конден¬
сатора (крайние левые, крайние правые и
средние) поочередно выставляют на шпальной
выкладке и сваривают между собой До свар¬
ки временные жесткости частей корпуса не
204
срезают, за исключением тех жесткостей, ко
торые препятствуют стыковке и сварке
Перед сборкой опорной рамы кондеисато
ра на’жслезобетоплые тумбы фундамента ус¬
танавливают ла парных клиньях фундамент¬
ные -плиты пружинных опор конденсатора ч
выставляют по осям и высотной отметке В
проем фундамента между опорными тумбами
заводят конденсате сборники. На фундамент¬
ные плиты опор конденсатора устанавливают
пружины по маркировке в соответствии с фор¬
муляром.
При сборке опорной рамы конденсатора
ее крайние части укладывают на пружинные
опоры и выставляют по осям и в горизонта -ь-
ной плоскости по уровню, после чего устанав¬
ливают среднюю часть опорной рамы, оперев
ее предварительно приваренными «накладками
толщиной не менее 30 мм па обе крайние ча¬
сти. Три части опорной рамы сваривают меж¬
ду собой, .после -чего накладки срезают.
По окончании сборки опорной рамы па ра¬
мс выставляют все три укрупненные части-
корпуса конденсатора и сваривают между со¬
бой В процессе подгонки частей корпуса ч
сварки удаляют швеллеры временных рам <е-
сткости. Нижнюю часть корпуса конденсато¬
ра приваривают к опорной раме, причем при¬
варку к балкам рамы, расположенным вдоль
корпуса, производят сплошным швом, в
остальных местах—прерывистым швом длиной
200 мм и шагом 200 мм, катет шва 20 «мм.
После сборки и сварки корпуса конденса¬
тора в проем фундамента заводят поочередно
заднюю, переднюю и среднюю части переход¬
ного патрубка и устанавливают па корпус
конденсатора. Производят сварку частей пере¬
ходного патрубка междѵ собой но наружным
стенкам и .внутренним связям, яри этом при
необходимости путем подрезки сгепок и свя¬
зей обеспечивают размеры нижней горловины
переходного патрубка по конденсатору и верх
пей горловины по выхлопному патрубку ЦНД
гурбипы. Переходный патрубок приваривают
к корпусу конденсатора, .после чего временные
жесткости в патрубке срезают. После привар¬
ки горизонтальный сварной шов соединения-
переходною патрубка с корпусом конденсато¬
ра усиливается вертикальными ребрами жест¬
кости (монтажным усилением). В переход¬
ном патрубке устанавливают трубы отборов
ЦНД® соответствии с. чертежом
Части водяных камер конденсатора свари¬
вают в сборе с крышками отдельно' от корпу¬
са конденсатора, после чего крышки с водя¬
ных камер снимают, а камеры .подгоняют и
приваривают к. .корпусу конденсатора и к
опорной раме.
Перед установкой конденсатосборников в
днище конденсатора размечают и -вырезают.-
отверстия, посте -вырезки отверстии конденса¬
тосборники подгоняют и приваривают к кон¬
денсатору
Подгонку и приварку паровых щитов кон¬
денсатора про ізводят по окончании сборки
корпуса конденсатора до набора охлаждаю¬
щих трубок, за .исктто іением тех .мест, где на¬
личие щитов затру міяет набор трубок (в дан¬
ном случае установку и приварку щитов про¬
изводят по мере набора трубок, тщательно
ііредохраппв последние от прожогов)
Паровые щиты подгоняют н устанавливают
в основном таким образом, чтобы расстояния
между пими и б іижайшимп отверстиями в
трубных досках были одинаковыми по обе
стороны щита, но- некоторые из них, как, на¬
пример піиты воздухоохладителя, устанавли¬
вают вплотную к трубкам.
Установка и вальцевание охлаждающих
трубок. Надежность работы конденсаторов п
других тепло обменных аппаратов, как прави¬
ло, зависит от качества закрепления трубок
в трубных доска?х В настоящее время приме¬
няются три основных типа закрепленных тру¬
бок вальцованные, вальцоваігю-сварные,
сварпые.
Широко распространенные в прошлом
сальниковые уплотнения концов трубок в кон¬
денсаторах современных паровых турбин при¬
меняются редко, как конструктивно сложные
соединения.
При монтаже конденсаторов турбин ХТГЗ
применяется метод развальцовки концов тру¬
бок в крайних трубных досках с помощью ро¬
ликовых вальцовок (рис 15 7 а)
В процессе вальцевания всрстенз / прида¬
ется вращательно-поступательное движение.
Ролики 2, обкатываясь вокруг веретена и од¬
новременно перемещаясь в радиальном на¬
правлении, раздают трубку, закрепляя ее в
•отверстия трубной доски.
Скорость процесса и качество вальцован¬
ных соединений зависят от геометрической
формы деталей роликовой вальцовки, пх ма¬
териала и термической обработки, а также от
физико-механических свойств материала валь¬
цуемой трубки. Роликовые вальцовки хорошо
зарекомендовали себя для трубок относитель¬
но больших диаметров.
При .вальцевании в стейке трубки возни¬
кают напряжения, превышающие предел те¬
кучести материала В материале трубки и
трубкой доски возникают как упругие так и
пластические (остаточные) деформации и в
результате этого остаточные радиальные на¬
пряжения. Эти напряжения создают на на¬
ружной поверхности трубки обжимающее уси¬
лие, противодействующее вырывающему’ уси¬
лию Последнее может возникни ть при
появления продольных сжимающих или растя-
охлаж чающих и сливных трубок
конденсатора
кивающих сил на трубках под действием раз¬
ности тепловых деформаций л рубок и корпу¬
са конденсатора
Надежное соединение между тру бкой -и
трубной Доской достигается при раздаче труб¬
ки до величины утонения ее стенки, равной
4—6%. При этом условии выступающий за
доску -конец трубки должен удлиняться на
0,4—0,6 мм Отверстия в трубных досках вы¬
полняются на 0,25 0,45 мм больше наружно¬
го диаметра трубок
Для качественной развальцовки трубок не¬
обходимо ■обеспечивать чистоту сопрягаемых
поверхностей, отсутствие следов ’коррозии
на этих поверхностях.
Перед установкой охлаждающих трубок
рекомендуется специальным калибром .прове¬
рить диаметр отверстий в трубных досках.
В первую очередь проверяют отверстия, рас¬
положенные вблизи сварных швов. Если ка¬
либр не проходит в проверяемые отверстия,
■отверстия дополнительно обрабатывают ци¬
линдрической разверткой Для удаления за¬
боин, ^заусенцев, следов коррозии отверстия
в крайних трубпых досках зачищают до ме¬
таллического блеска.
Охлаждающие трубки должны отвечать
требованиям технических условий, при этом:
концы трубок, не имеющие повреждений,
нс должны подвергаться зачистке. Перед
установкой такіе трубки необходимо обти¬
рать чистыми салфетками для удаления гря¬
зи и пыли,
копцы трубок, имеющие небольшие по¬
вреждения (забоины, заусенцы и рыхлую
окисную пленку), должны зачищаться до уда¬
ления дефектов с применением абразивных
мелкозернистых паст итч другим способом, не
приводящим к образованию рисок;
205

трубки, имеющие значительные повреадс-
ния (глубокие риски, трещины, вмятины, про-
боипы и изъязвленную коррозией поверх¬
ность), долиты отбраковываться.
Применение для механизированной и руч¬
ной зачистки концов охлаждающих трубок
проволочных щеток, кардоленты, крупнозерни¬
стого наждачного полотна или других мате¬
риалов, оставляющих на поверхности трубок
видимые невооруженным глазом риски, запре¬
щается
К началу установки охлаждающих трубок
в конденсаторе должны быть установлены и
прихвачены электросваркой сливные трубки
(рис. 157,в). При этом имеющиеся -в них от¬
верстия не должны перекрываться отверстия¬
ми трубных досок.
Установка охлаждающих трубок выполня¬
ется партиями по 100—130 шт , после чего
трубки вальцуют в трубпой доске со стороны
выровненных концов Затем подрезают про¬
тивоположные концы трубок и производят их
•вальцовку Вначале -набирают трубки возду¬
хоохладителей конденсатора, затем осталь¬
ные трубки снизу вверх Длительный разрыв
во времени между установкой трубок и их
развальцовкой (более 4 ч) не допускается, по¬
скольку при этом концы трубок и поверхность
отверстий могут -покрываться пленкой окиси
и пыли, которые знач ельно ухудшают ка¬
чество соединения.
Для предупреждения перенальцовки тру¬
бок, что может вызвать их поломку или по¬
явление кольцевых трещин и подрезов, при-
Рис 158. Присоединение конденсатора к выхлопному
патрубкѵ тѵрбнны
■ стакан 8 — установочная шайба
меняются автоматические устройства, ограни¬
чивающие крутящий момент вальцовки Не¬
обходимый и максимально допустимый кру¬
тящие моменты, соответствующие требуемой'
степени развальцовки трубок, определяют пу¬
тем предварительного пробного вальцевания;,
отрезков труб в опытной доске (плите).
Во избежание подрезки трубок о внутрен¬
нюю кромку отверстий в трубной доске и воз¬
никновения концентрации напряжений в этом
месте вальцевание производят на участке
0,75—0,9 толщины трубной доски (рис 15.7,6).
По окончании «вальцевания трубок на наруж¬
ную .поверхность крайних трубных досок кон¬
денсатора наносят у пл щу итумную
мастику.
Присоединение конденсатора к выхлопно¬
му патрубку турбины. Конденсатор К-15240
имеет жесткое сварное соединение с выхлоп¬
ным патрубком турбины. При этом его пру¬
жинные опоры воспринимают полностью вес
сухого конденсатора и частично рабочий вес
циркуляционной воды в водяных камерах и
конденсата в паровом пространстве, а также
компенсируют тепловые деформации и дефор¬
мации иод вакуумом корпуса конденсатора.
Частично нагрузка от рабочего веса циркуля¬
ционной воды и конденсата >в конденсаторе
передается через -сварное присоединение на
выхлопной патрубок турбины
При присоединении конденсатора к турби¬
не требуется правильная загрузка его пружин¬
ных опор и качественное выполнение сварно¬
го соединения, чтобы не вызывать деформа¬
цию выхлопного патрубка турбины и тем
самым •расцснтровку? турбины и отрыв ее опор¬
ных бонок от фундаментных плит Кроме то¬
го, сварное соединение должно отвечать усло¬
виям ■прочности и вакуумной плотности
Присоединение конденсатора к турбине
выполняется после того, как турбина вывере¬
на и закреплена на фундаменте (фундамент¬
ные болты и шпильки обтянуты, клинья под
фундаментными плитами и рамами застопо¬
рены электросваркой) и сборка конденсатора
полностью закончена.
Перед потведеннсм конденсатора к турби¬
не на кромках патрубка турбины и на полках
горловины конденсатора папосят риски, соот¬
ветствующие продольной -и поперечной осям
патрубка и горловины. С помощью нажимных
болтов 5 (рис 158) конденсатор равномер¬
но поднимают на пружинах 4 до тех пор, пока
между его горловиной и выхлопным патруб¬
ком не установится зазор 3—5 мм по всему
периметру После этого конденсатор переме¬
щают в продольном и поперечном направле¬
ниях до совпадения рисок. Перемещение осу¬
ществляют, подбивая верхпюю часть каждой
пружины в ^направлении, .противоположном
206

тому, куда необходимо переместить конденса¬
тор. После того, как выверка конденсатора по
осям закопчена, необходимо убедиться в том,
что каждая пружина расположена вертикаль¬
но. Дальнейший подъем конденсатора для
•сближения с выхлопным патрубком турбины
продолжают до тех пор, пока зазор между
полкой горловины конденсатора и кромкой
.выхлопного патрубка турбины не окажется
.равным 2±1 мм.
При необходимости полученный зазор кор¬
ректируют .подрезкой кромки выхлопного па¬
трубка тазовым резаком с дальнейшей раздел¬
кой кромки под электросварку. Одновременно
с выставлением зазора под сварку, завинчи¬
вая -или вывинчивая нажимные болты, произ
водят распределение нагрузок на пружины
опор конденсатора в соответствии с -формуля¬
ром. Нагрузку каждой пружины определяют
по величине ее сжатия при извест " ко¬
сти.
Приварку конденсатора к турбине выпол¬
няют односторонним усиленным швом, распо¬
ложенным с внутренней стороны патрубка,
.поскольку с внешне ороны доступ т-
рубку затруднен
Перед приваркой конденсатора производят
прихватки в следующей последовательности-
одновременная прихватка углов участками
по 200 мм;
прихватка середины сторон участками по
200 мм.
Прихватки выполняют теми же электрода¬
ми, -что и основные швы, с соблюдением всех
требований предъявляемых к их качеству; не
допускается выполнение п.рихваток с глубоки¬
ми, незаплавлепными кратерами, являющими-
одной -из причин образования трещин
После прихваток производит сварку по
всему периметру шва, начиная от середины
каждой стороны к углам патрубка Приварку
конденсатора к турбине выполняют полуавто¬
матическим или ручным -способом
При применении ручного способа сварку
производят обратпоступепчатнм швом Свар¬
ка должна производиться квалифицированны¬
ми электросварщиками. Качество швов про¬
веряют внешним осмотром, при котором опре¬
деляют соответствие катетов шва чертежным
и отсутствие трещин, выходящих на поверх¬
ность. При обнаружении швов с размерами,
меньшими требуемых, швы должны быть до¬
варены. При обнаружении трещин участки
шва с трещинами должпы быть .выбраны
шлифмашинками с последующей заваркой.
После приварки конденсатора к турбине
сварной шов усиливается вертикальными реб¬
рами жесткости (монтажным усилением).
В процессе сварки осуществляется непрерыв¬
ный контроль за состоянием турбины. Обяза¬
тельному измерению подлежат следующие ве¬
личины.
взаимное перемещение .полумуфт .по зер-
тикали и горизонтали,
изменение зазора между плоскостями по¬
лумуфт (угловое раскрытие .полумуфт);
прилегание опорных бонок ЦНД к фунда¬
ментным плитам.
После приварки конденсатора измеряют
расстояние Н (рис 15.8) между рамой б и
стаканом 7. По полученным замерам протачи¬
вают установочные шайбы 8. Шайбы устанав¬
ливают в местах замеров /7 под стаканы и
стопорят электросваркой, после чего нажим¬
ные болты 5 ослабляют. Производят подливку
•бетоном фундаментных плит опор конденса¬
тора Перед подливкой клипья под фунда¬
ментными плитами .прихватывают электро¬
сваркой между собой и к плите
15.3. ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ТУРБИНЫ
Тепловая изоляция турбины состоит из сле¬
дующих элементов:
каркаса из армирующих и крепежных де¬
талей;
основного теплоизоляционного слоя;
защитного покровного слоя;
наружной отделки
Каркас из армирующих и .крепежных де¬
талей определяет прочность теплоизоляцион¬
ной конструкции, он должен надежно обеспе¬
чивать крепление основного теплоизоляцион¬
ного слоя, не разрушаться при длительном
воздействии высоких температур, противо¬
стоять коррозий при увлажнении, бытъ удоб¬
ным ів сборке
Основной теплоизоляционный слой являет¬
ся главным элементом теплоизоляционной кон¬
струкции, должен обладать минимальной теп¬
лопроводностью, иметь однородную структуру
без трещин, -пустот, раковин, плотно приле¬
гать к изолируемой поверхности без коробле¬
ния п сползания Основной теплоизоляцион¬
ный слой должен устойчиво работать .в усло¬
виях переменной температуры и вибрации
Защитный покровный слой в теплоизоля¬
ционной конструкции предохраняет основной
теплоизоляционный слой от механических по¬
вреждений, а также от воздействия пара, в -
ды, масла
Наружная отделка тепловой изоляции за¬
ключается в оклейке ее наружной поверхно¬
сти хлопчатобумажными тканями или стекло¬
тканями н в окраске
Поступающие на монтаж теплоизоляцион¬
ные материалы и изделия сопровождаются
сертификатами завода изготовителя, в кото¬
рых указывается наименование материала,
его марка и некоторые качественные показа-
207

течи соглас стандартам или техническим
условиям
Монтаж тепловой изоляции турбоустало-
ъок осуществляется специализированными ор¬
ганизациями
•Собственно тепловая изоляция турбин
К-300-240 производится методом торкретиро¬
вания (гапылеиня)
Конструкции тепловой изоляции на основе
торкретирования, получившие в настоящее
время широкое применение, обладая достаточ¬
но низкой теплопроводностью и малой
объемной массой, имеют ряд преимуществ
Описанная ниже тепловая изоляция тур¬
бины К-300-240-2 разработана Харьковским
филиалом ЦКБ Главэнергоремонта
Тепловая изоляция турбины К-300-240-2
выполняется .монолитной и состоит из слоев
торкретированной асбоизоляцин и чередую¬
щихся слоев известково-кремнеземистых плит,
скрепляемых упругой компенсирующей связ¬
кой, наносимой торкретированием (рис. 15.9).
1 оркретироваялая асбоизоляцчя представ¬
ляет собой волокнисто-пористый материал
на основе распушенного асбеста 3-го сорта
марки П-3-50, волокна которого раствором
жидкого калиевого стекла скре тся м
ду собой и с корпусом турбины
Известково-кремнеземистые плиты, обла¬
дающие в высушенном состоянии высокой ги¬
гроскопичностью, -обеспечивают быстрое твер¬
дение торкретированной яцни, чем уско¬
ряют процесс монтажа.
Монтаж изоляции начинают с установки
стержней каркаса В корпусах ЦВД и ЦСД
сверлятся отверстия глубиной 15 мм под резь-
s. 08
Рпс 15 S Koucrpj кция тепловой изоляции тур-
б ты торкретированием.
с — корпус ЦВД б — корпѵс ЦСД
иэчесткоэо-квеияезенястые плиты
3 — торкре тпо
бу МІО с шагом по верху цилиндра
600X600 мм и по низу — 400X400 мм,
злісм нарезается резьба.
В блоках парораспределения и
б іоках клапанов промперегрева
сверлятся отверстия іМІО с шагом
■100x400 мм При этом сверление от-
бі.ретин пт радиусных переходах пе
допускается.
В отверстия ввинчивают болты
ЭД.10Х 14 из хромомолибденовой стали,
к которым приваривают стержни
08 мм из углеродистой стали В йы
хлопной части ЦСД стержни прива¬
ривают непосредственно к корпусу.
В толь фланцевых разъемов цилиндров
к штырям приваривают разгрузочные
полки нз листовой углеродистой стати
4X30 мм В районе концевых уплотнении цн
лппдров устанавливают вертикальные козырь¬
ки нз листовой у і породистой стали ТОЛЩИНОЙ
2 мм для защиты изоляции от повреждения
при сборочно-разборочных раб ах на под
шипнпках тѵрбины.
Перед нанесение?.! изоляции изолируемую
поверхность тщательно очищают от пыли,
ржавчины, масла и г д
Для лучшего «схватывания» первого слоя
торкретированной изоляции с поверхностью
цилиндров последние прогреваются подачей
пара на концевые уплотнения тѵрбины до тем¬
пературы + 80° С
Первый слой торкретированной асбоизоля¬
ции толщиной 30—50 мм, наносимый дчя вы¬
равнивания изолируемой поверхности, служит
основанием Для укладки иа него известково¬
кремнеземистых плит. Иззестково-кремпезс-
мистыс плиты толщиной 105 мм укладывают
с зазором 30—40 мм и крепят к стержням
каркаса отожженной проволокой 0 2 мм В
нижней части цилиндров плиты дополнительно
крепят каркасной проволокой 0 5 мм, прива¬
риваемой к стержням каркаса Зазоры^ между
плитами заполняют торкретирован пой асбо¬
изоляцией
После закрепления плит .производится на¬
ращивание слоя торкретированной асбоизоак¬
ции до 'проектной толщины. Максимальная
толщина изолирующего стоя выполняется в
зоне паровпусков цилиндров ѵ -составляет
235/265 мм (верх/низ цилиндра) для ЦВД ч
соответственно 230/255 мм для ЦСД.
Тепловая изоляция фланцев горизонталь¬
ного разъема цилиндров «выполняется легко-

съемными матами из супертопкого базальто¬
вого волокна, которые устойчивы к вибраци¬
онным нагрузкам, благодаря чему возможно
их повторное использование. Для" повышения
•конструктивной прочности верхний слой изо¬
ляции фланцев выполняется известково-кцем-
иезсмистыми плитами
Поверхность торкретизоляцпи цилиндров
обтягивается сеткой, покрывается асбоцемент¬
ным штукатурным слоем толщиной 15 мм.
оклеивается стеклотканью и окрашивается во¬
доэмульсионной алюминиевой краской марки
В связи с применением связки из жидкого
калиевого стекла тептовая изоляция турбины
должна подвергаться сушке со стороны"метал¬
ла цилиндров при температуре 150° С Нали¬
чие известково-кремнеземистых пчнт в слое
изоляции ускоряет процесс сушки В настоя¬
щее время иа.ряду с жидким калиевым стек¬
лом применяют алюмохромофосфатную связ¬
ку марки АХФ, при этом необходимость в
сушке изоляции отпадает.
Торкретированная асбоизоляция ЦВД и
ЦСД имеет температурный предел до 450°С.
В связи с тем, что блоки парораспределения
п блоки клапанов промлерегрсва имеют более
высокую температуру теплоносителя, их изо¬
лируют асбовермикулитовой торкретизоляци-
ей, состоящей из 50% асбеста 3-го сорта и
50% вермикулита, обтадающег термостой¬
костью то 1І00°С
Второй слой изоляции блоков, работаю¬
щий при относительно низкой температуре,
выполняется из минер аловатных .матов Сна¬
ружи изоляция блоков штукатурится апато-
глчно цилиндрам и окрашивается •водоэмуль¬
сионной краской.
Тепловая изоляция -ресиверов турбины вы¬
полняется криволинейными известково-крем¬
неземистыми сегментами и минераловатными
матами. Наружное покрытие изоляции выпол¬
няется из оцин явной стали толщиной
0,7 мм.
Тепловая изоляция паропроводов турбины
выполняется известково-кремнеземистыми из
делиями — на 'вертикальных участках -паропро¬
водов, присоединяемых к нижним -половинам
цилкпдров БД и СД, па расстоянии 1100 .мм
от цилиндра устанавливаются с помощью хо¬
мутов опорные полки из листовой углеводи¬
стой стали толщиной 2 мм.
На полки устанавливаются известково¬
кремнеземистые сегменты с таким расчетом,
чтобы просвет между торцом сегментов и кор¬
пусом составлял примерно 100 мм При нане¬
сении торкретизоляцпи пилиадров .в этих мес¬
тах переходов образуются монолитные соеди¬
нения.
Для уменьшения перепада темпера-тур меж¬
ду паровпуском ЦВД и перепускными паро¬
проводами острого пара -от блоков парорас¬
пределения при остывании (во время остано¬
вов турбоагрегата) толщина тепловой изоля¬
ции перепускных паропроводов увеличена на
40% по отношению к требуемой по нормам
Изоляция перепускных паропроводов вы¬
полняется двухслойной: внутренний слой со¬
стоит из известково-крсмпеземистых сегментов,
наружный —из минераловатных матов. На
всех паропроводах турбины устанавливаются
кожухи из тонколистовой оциііковапной стали
Глава шестнадцатая
РЕЖИМЫ ПУСКА И ОСТАНОВА ТУРБОАГРЕГАТА
16.1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
При эксплуатации турбоагрегата сверхкри-
тичсских начальных -параметров .и ботьшой
мощности в связи с существенным утолщением
Степок, фланцев и других элементов конструк¬
ции неучтенные эксплуатационные и конструк¬
тивные особенности турбины проявляются весь¬
ма остро. Поэтому достоверное зпание усло¬
вий работы турбины в целом и отдельных ее
элементов в переходных и стационарных режи¬
мах и правильный учет этих условий имеет
решающее значение для обоснованного выбо
ра режима -пуска, -нагружения и останова тѵр-
боагрегата.
При разработке режимов пуста турбоагре¬
гата К-300-240 из различных "температурных
14—1162
состояний (после раз-тичного времени простоя
турбоагрегата) использован, опыт создания п
наладки находившихся з эксплуатации турбо¬
агрегатов .па высокие и повышенные парамет¬
ры .пара.
~ Освоение турбин К-300-240 в эксплуатации
сопровождалось расчетными ,ц эксперимен¬
тальными исследованиями завода и научно-
исследовательских ощанизаций, направленны¬
ми на изучение теплового и тераюпалряжен-
пого состояния элементов констрд кцип турбо¬
агрегата в переходных я стационарных режи¬
мах [16, 41, 49]
Исследования показали, что пусковые и не¬
стационарные режимы являются наиболее тя¬
желыми режимами работы турбины Это об-
условлено тем, что прп -пусках и остановах тур-
209

Таблица IB
Предельные значеиия контрольных показателей, характеризующих работу турбоагрегата
«именование
Показатель
Необходимые действия персона». «и авто¬
матики
Примечание
Осевой сдвиг, w
—1,0 иди
-J-0 5
4-1,0'
Подача звукового и светового сигна¬
лов
Срабатывание защиты
«-І-» сдвиг ротора в сторону генера¬
тора;
«—» сдвиг ротора в сторону регу¬
лятора 0 прибора осевого сдвига1
устанавливается при положении
ротора, прижатого к колодкам
упорного подшипника стороны ге¬
нератора
Давление в конденсато¬
ре, кПа
14,65
29,3
Подача звукового и светового сигна¬
лов
Срабатывание защиты
—
Давление масла в сис-
т.ме смазки, МПа
0,12
0 08
Включение резервного и аварийных
масляных насосов
Срабатывание защиты
Давление масла избыточное
Защита по падению давления масла
в линии смазки срабатывает е вы¬
держкой времени 2,5 с
Параметры свежего па¬
ра-
давление, МПа
температура, °C
>24,5
<490
Турбина должка быть немедленно
остановлена
-
Параметры пара:
температура свеже¬
го пара, °C
температура пара
после промперегре¬
ва, °C
576
Турбина должна быть остановлена,
если в течение 3 мин величина
температуры не будет уменьшена
ниже указанных пределов
-
Параметры пара ■
давление свежего
пара, МПа
температура свеже¬
го пара ®С
температура пара
после промперегре¬
ва, °C
24,1—24,5
566—570
571—575
Раврешается кратковременная не¬
прерывная работа турбнаы в тече¬
ние не более 30 мин, при этом
суммарная продолжительность ра¬
боты турбины не должна превы¬
шать 200 ч в году
—
Минимально допустимая
температура пара пос¬
ле промпере. рева
при номинальной на¬
грузке, °C
530
При снижении температуры пара
после промперегрева турбина дол¬
жна быть разгружена дона-рузки
<70%	’■'»••• -»ной
Минимально допустимей
температура	пара
после промпере рева
при нагрузке <7.0%
номинальной, СС
525
При дальнейшем снижении темпера¬
туры пара после промперегрева
турбина должна быть остановлена
с выдержкой времени до 3 мин
При более низких температурах па¬
ра после промперегрева разреша¬
ется работать только в режимах
нагружения или разгружения тур¬
боагрегата при пусках к остано-
Относительные расшире-
А Для тѵрбнн выпус¬
ков включительно
ротора высокого дав¬
ления
ротора среднего дав¬
ления
ротора вягасого дав¬
ления
—2,0-—’-б, 0
—5 0—1-2,(
—5,0—г-7.0
При превышении допустимой величи¬
ны турбина должна быть останов¬
лена
«—» относительное смещение ротора
высокого и среднего давления в
сторону паровпуска ЦВД и ЦСД
соответственно, «+» относитель¬
ное смещение роторов высокого я
среднего давления в сторону по¬
следней ступени ЦВД и ЦСД со¬
ответственно
210

Продояжение табл. 16.1
Нопметовяіііте
Показатель
Необходимые действия персонала или азто-
матики
Примечание
Б. Для турбин последу¬
ющих выпусков
ротора высокого дав¬
ления
ротора среднего дав¬
ления
ротора низкого дав¬
ления
—2,0—+5,0
—2,5—+4 0
—5,0—+8,0
то -
«—» относительное смещение ротора
низкого давления в сторону перед¬
него подшипника турбины;
«+» относительное смещение ротора
низкого давления в сторону гене¬
ратора
Эксцентриситет, мм
ротора высокого дав¬
ления
ротооа среднего дав¬
ления
0,05
0,05
При превышении допустимой величи¬
ны турбина должна быть останов¬
лена
Прибор для измерения эксцентриси¬
тета используется до 10 с-*
Установочный бой ротора в местах
расположения датчиков не должен
превышать 0,02 мм
Температура баббита
опорных и упорного
подшипников. °C
90
Температура металла
выхлопной часта ЦВД,
420
При достижении указанной темпера-
т\ры тѵрбина должка быть оста¬
новлена
-
Температура металла
выхлопных патрубков
ЦНД, °C
911
При достижении указанной темпера¬
туры в процессе повышения час¬
тоты вращения ротора турбина
должна быть остановлена для
устранения причин нарушения ра¬
боты системы охлаждения выхлоп¬
ного пара
—
Температура пара пос¬
ле приемке сбросных
устройств конденсато¬
ра, ’°C
90
Проверить систему подачи конденса¬
та к приемы росн устройст¬
вам
-
Вибрация подшипников
30
При превышении допустимой вёли-
ччны турбина должна быть оста-
Аварийный уровень в
маслобаке (по шкале
указателя уровня), мм
—100(—50)* При дальнейшем снижении уровня
масла г баке турбина должна
быть остановлена
Величина, указанная в скобках, от¬
носится к турбинам последующих
выпусков
Разность температур ме¬
талла между верхней
и нижней образующи¬
ми корпусов ЦВД !
ЦСД, 'Ц
Разность температур ме¬
талла между левой и
правой сторонами, °C.
ЦВД
ЦСД
ЦНД
20
20
25
При превышении допустимой вели¬
чины турбина должна быть оста¬
новлена
—
Разность температур ме¬
талла между фленца-
ми (на глубине оси
шпильки) и шпилькой
ЦВД и ЦСД, °C-
при прогреве
при охлаждении
45
При превышении допустимой вели¬
чины турбина должна быть оста¬
новлена
Разность температур ме¬
талла по ширине
(Ьлапца, °C-
‘ ЦВД
ЦСД
100
100
-
-
21)

боагрегата неизбежно возникает неодинаковая
степень прогрева различных элементов, опре¬
деляемая их массой, геометрической -формой,
теплопроводностью и теплоемкостью материа¬
ла, а также условиями подвода и отвода теп¬
ла .на границах. Неодинаковая степень прогре¬
ва вызывает различный уровень температур и
появление температурных разностей в объеме
этих элементов, а также изменение осевых и
радиа тьных зазоров в проточной части и в уп¬
лотнениях И хотя уровень температур метал¬
ла турбины, на этих режимах может быть зна¬
чительно ниже номинального, температурные
напряжения, возникающие под действием тем¬
пературных разностей, могут превосходить до¬
пустимые пределы
Именно в .пусковых и переходных режимах
в результате некоторого нарушения установ¬
ленных значений предельных параметров,
ошибочного действия обслуживающего персо
пала, нечеткой работы автоматики или бло¬
кировок чаще всего могут возникать явления,
мморые не только будут мешать нормальной
работе турбипы, но и вызывать ее поломку.
Изучение теплового состояния турбипы
К-300-240 в пусковых и переходных режимах
позволило установить соответствие между
контролируемыми показателями ее состояния
и температурными напряжениями в основных
элементах турбоагрегата и изменением зазо¬
ров— факторами, реально лимитирующими
скорости переходных процессов.
Последние могут быть разделены на факто¬
ры, действие которых проявляется непосред¬
ственно во время луска, и факторы, воздейст¬
вие которых накапливается постепенно при
повторных пусках и проявляется лишь через
определенный период эксплуатации
С учетом обеих групп факторов для турбо¬
агрегата К-300-240 определены допустимые
скорости изменения параметров свежего лара
и пара после -промперепрсва, частоты враще¬
ния ротора турбаны и электрической нагрузки
в режимах пуска и останова турбины с расхо¬
лаживанием и промывкой проточной части, ко¬
торые отражены в графиках-заданиях пуска и
останова турбоагрегата, а также установлены
предельные значения контрольных показате¬
лей, характеризующих работу турбоустановки,
соблюдение которых обеспечивает длительную
и безаварийную эксплуатацию турбоагрегата
(табл. 16.1).
Для обеспечения равномерного прогрева
турбоагрегата в пусковых режимах пуски тур¬
бины из различных тепловых состояний осу
ществляются при низком начальном давлении
свежего пара перед блоками клапанов высоко¬
го давления Начальные, толчковые темпера¬
туры свежего пара и пара после промперегре¬
ва устанавливаются ® соответствии с темпера
212
турным состоянием турбоагрегата, исходя из
необходимого превышения температур пара
над температурами металла паровпускных
частей -высокого и среднего давления турбины,
обеспечивающего начальный оптимальный рс
жим прогрева турбоагрегата.
В дальнейшем при развороте и нагружении
турбоагрегата параметры пара .перед блоками
клапанов высокого и среднего давления повы¬
шаются (скользят) соответственно повыше¬
нию электрической нагрузки на генераторе и
росту' температурного состояния ЦВД и ЦСД
Достижение номинальных значений пара¬
метров свежего пара и лара после промпере¬
грева совпадает с моментом выхода турбоат-
реі ата на номинальную нагрузку.
Скользящие параметры пара в режимах
пуска турбины из различных температурных'
состояний -в сочетании с конструктивными осо¬
бенностями турбоагрегата и технологией пред¬
пускового прогрева и пуска обеспечивают на¬
дежную работу турбоустановки в режи¬
мах.
Время пуска турбипы из различных темпе¬
ратурных состояний и работа в переходных
режимах отвечают современным требованиям
по маневренности, предъявляемым к турбоаг¬
регатам такого класса
16.2.	ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ
РЕЖИМОВ ПУСКА ТУРБИНЫ
Технология пуска турбоагрегата определя¬
ется его исходным температурным состоянием
и особенностями пусковой схемы блока.
Турбины К-300-240 устанавливались в бло¬
ках с различными пусковыми схемами, -в кото¬
рых осуществлячись различные варианты ре¬
шения проблемы обеспечения скользящих па¬
раметров пара, предопределившие структуру
схемы и се режимные особенности Преимуще¬
ственно это относится к турбоагрегатам пер¬
вых выпусков Пусковые схемы отличались
количеством корпусов котлоагрегата и сте¬
пенью их автономности, установкой пусковых
(растопочных) сепараторов (-выносных или
встроенных), схемой обвода избыточного коти-
чества пара (одноступенчатой или двухступен¬
чатой), вырабатываемого- котлом и не потреб¬
ляемого турбиной в пусковых і переменных
режимах, способом прогрева системы пром-
переірева и др.
Пуски турбины, установленной в блоке с
кою ом, оборудованным только выносными
пусковыми сепараторами, осуществлялись при
номинальном давлении свежего пара за кот¬
лом Расход пара иа турбину от начала разво¬
рота турбоагрегата до нагрузки 160—180 МВт
регулировался дроссельными клапанами бай-
п»’ь’ ю”іг » -ах паровых задвижек (байпасами

ГПЗ) при полностью открытых стопорных и
регулирующих клапанах: После исчерпания
пропускной способности байпасов ГПЗ -при¬
крытием клапанов турбины давление пара до
и после ГПЗ уравнивалось, а затем открыва¬
лись и сами главные паровые задвижки
Принципиальной особенностью схемы бло¬
ка с котлом, -оборудованным встроенными пус¬
ковыми сепараторами, является возможность
получения .низкою начального давления све¬
жего пара за котлом.
При этом в процессе луска и нагружения
турбины обеспечивается повышение парамет¬
ров пара по заданному графику с постеленным
увеличением его расхода. Пониженное давле¬
ние свежего пара за котлом отри пусках из м>-
чодного, неостывшего и горячего состояний
позволяет существенно рационализировать ре¬
жим прогрева толстостенных элементов з
предпусковой и пусковой периоды, .произво¬
дить разворот и -синхронизацию турбоагрегата
регулирующими клапанами турбины при от¬
крытых главных паровых задвижках.
В блочных энергетических установках с
турбинами К-300-240 предусмотрены устрой¬
ства, предназначенные для сброса -свежего па¬
ра из котла в конденсатор помимо турбины в
режимах, растопки котла, работы турбины с
нагрузкой, меньшей растопочной нагрузки
когла, полного, или частичного сброса элект¬
рической нагрузки, остановок блока. Схемы
байпасирования применены, как указывалось,
дву': типов, двухступ тые и одноступенча¬
тые.
При двухступенчатом байпасировании тур
бины сброс избыточного .пара из котла в кон¬
денсатор турбины осуществляется по; схеме
паропроводы свежего пара — БРОУ-І — систе¬
ма промперегрева — БРОУ-2 - конденсатор
турбины (рис. 161, а). При одноступенчатом
оаипасировапии турбины сброс избыточного
пара из котла осуществляется непосредствен¬
но в конденсатор турбины, иѵя -промпере-
грсватсль (рис 16 I, б)
Выбор схемы байпасирования турбины оп¬
ределялся особенностями расположения ширм
промежуточного .пароперегревателя .в газоходе
котла. Преимуществом схемы блока с односту¬
пенчатым байпасированием турбины является
простота ее эксплуатации в режимах пѵска и
останова -блока. Благодаря такой -схеме уве¬
личивается надежность работы турбоагрегата
при частичном и в -особенности при полных
сбросах нагрузки.
Опыт эксплуатации и исследования блоков
с различными пусковыми схемами позволили
ЬТИ и ЦКТИ -совместно с Союзтехэнерго и
заводами-изготовителями основного обору¬
дования разработать типовые пусковые схемы
ооеспечивающие получение наиболее рацио-
16 I Принципиальные пусковые схемы блоков
с турбинами К-300-240
нальных условий эксплуатации блоков в пере¬
ходных и стационарных режимах, и в
то же время существенно упростить схе¬
му [68]
Типовые пусковые схемы разработаны для
условий работы турбоагрегата К-300 240 в
блоке с двумя симметричными корпусами
прямоточного котла и в блоке с однокор¬
пусным прямоточным котлом (рис 16.2
и 16 2а).
К числу наиболее прогрессивных решений,
принятых для обеих схем, следует отнести
встроенные пусковые сепараторы, позволяю¬
щие производить подъем оборотов -и нагруже¬
ние турбины на скользящих параметрах вара
и одноступенчатое байпасир ние турбины.
Эти решения стали типовыми.
В зависимости от теплового -состояния тур¬
бины р пуска можно разделить ла три
группы
пуски из холодного состояния — при темпе¬
ратуре металла паровпускных частей ЦВД
ниже 150° С,	'
пуски из горячего состояния — при темпе¬
ратуре металла паровпускных частей ЦВД
от 150° С до 350° С;
пуски из горячего состояния — при темпе¬
ратуре металла паровпускных частей ЦВД
выше 350° С.
213

'Рис 1G2 Пусковая схема дубль блока 300 МВт
214

Рис. 16 2а Пусковая схема моноблока 300 МВт.
215

В зависимости от температурного состоя¬
ния турбины технологии режимов пуска имеет
следующие основные отличия-
при .пуске турбины из холодного состояния
предтолчковый прогрев ЦВД,блоков клапанов
парораспределения и перепускных труб турби¬
ны производится одновременно с прогревом
системы промперегрева паром из растопочного
расширителя. Во время предтолчкового про¬
грева, а также во время разворота и нагруже¬
ния турбины используется система обогрева
фланцев и шпилек турбины;
при пуске турбины из неостывшего -состоя¬
ния ів зависимости от особенностей луско¬
сбросной схемы блока применяются различ¬
ные способы прогрева органов парораспреде¬
ления ЦВД и системы промперегрева. Про¬
грев системы промперегрева й отдельных уз¬
лов турбоагрегата может быть совмещен с на¬
чальным этапом повышения частоты вращения
ротора турбины. При этом вращение ротора
осуществляется за счет пропуска лара только
через ЦВД при обеспарепных ЦСД и ЦНД
турбины. Использование системы обогрева
фланцев и шпилек при пуске .из неостывшего
состояния осуществляется, если температура
паровпѵс ых астей турбины не превышает
300° С;
при пуске турбины из горячего -состояния
необходимость в предтолчковом прогреве си¬
стемы п-ромпсрсгрева, перепускных труб тур¬
бины и клапанов парораспределения, как пра¬
вило, не возникает При пуске турбины из го¬
рячего состояния система обогрева фланцев и
шпилек не включается
Для предотвращения появления недопусти¬
мых термических напряжений в клапанах па¬
рораспределения и в паровпускной части ЦВД
из-за возникновения.в них неравномерных тем¬
ператур,иых .полей при резком снижении тем¬
пературы свежего пара и при значительном
дросселировании иа регулирующих клапанах
высокого давления переход на номинальное
давление свежего пара .перед турбиной дол¬
жен осуществляться при электрической на¬
грузке не ниже 90 МВт.
Графики-задапия пуска и остапова турби¬
ны разработаны исходя из условий соблюде¬
ния показателей надежности турбоагрегата и
с учетом -использования системы -обогрева
фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД, контрольно-
измерительных приборов, автоматики и защит.
Пуск турбины запрещается, если значения
контрольных показателей, характеризующих
работу турбоагрегата, превышают допустимые
величины, а также при неисправности любой
из защит турбины или блока, устройств конт¬
роля осевого сдвига, и относительного положе¬
ния роторов, приборов контроля температур¬
ного состояния турбоагрег а, дисг-пциовного
216
управления оперативными регулирующими ор¬
ганами и задвижками, обратных клапанов на
отборах турбины, при дефектах в системе ре¬
гулирования и парораспределения, при неис¬
правности любого из масляных насосов и при
качестве масла, пе удовлетворяющем нормам
Операции по пуску турбины из различных
температурных состояний делятся на три ос¬
новных этапа.
Первый этап — подготовка турбоагре¬
гата к пуску, .во время которого осматривают
и подготавливают к эксплуатации все основ¬
ное и вспомогательное оборудование блока,,
включают в .работу систему смазки, ©алопов-о-
ротнос устройство и конденсационную уста¬
новку, выполняют предпусковую проверку си¬
стемы регулирования, защиты -и -блокировок,
производят частичный набор вакуума в кон¬
денсаторе, растопку -кот и горедтолчковый
прогрев турбоустановки.
Второй этап — повышение частоты вра¬
щения ротора турбины до номинальной и
включение генератора в -сеть.
Третий этап — нагружение турбоагрега¬
та и переход на номинальные параметры све¬
жего пара перед турбиной-
В § 16.5—16 8 рассмотрены основные осо¬
бенности иусковых и переходных режимов ра¬
боты турбоагрегата.
16.3.	СХЕМА ПРОГРЕВА ФЛАНЦЕВ И Ш«МѴК'
ТУРБИНЫ
При пусках турбины корпуса цилиндров
омываются паром с ‘внутренней стороны Стен¬
ки корпуса, имеющие меньшую толщину, про¬
греваются быстрее, чем фланцы горизонталь¬
ного- разъема. Различие ’в скоростях прогрева
стенок, с одной стороны, фланцев и шпилек —
с другой, приводит в процессе пуска и нагру¬
жения турбины к повышенной температурной
разности между стенками и фланцами корпу¬
са, по ширине фланца, между шпильками и
фланцами. Все .это- способствует повышению
термических напряжений и как следствие ко¬
роб пению разъемов цилиндров, что снижает
надежность -и экономичность турбоустановки.
Исследования режимов луска турбины из
холодного п неостывшего состояний .подтвер¬
дили необходимость применения системы па¬
рового обогрева фланцевых -соединений ЦВД
и ЦСД.
Эксплуатационные испытания [39] схемы
обогрева фланцев и шпилек, -проведенные на
турбине К-300-240 Криворожской ГРЭС, пока¬
зали, что гори пусках турбоагрегата после про¬
стоя 50—80 ч и более скорость -нагружения
турбины может быть увеличена на 40—50%
С использованием системы обогрева фланцев,
и шпилек время пуска турбины из неостывше-

Рис 163 Схема прогрева фланцев и шпилек турбины
1, 2 — коллектор раздаточный ЦБД. ЦСД, S — коллектор сброс-
го состояния составляет 2,5—3,5 ч и из холод¬
ного состояния — 5—5,5 ч. При обогреве флан¬
цев а шпилек максимальные разности темпе¬
ратур по ширине фланцев спи ю-тся па 30—
40° С
На рис. 16.3 показана модернизированная
схема прогрева фланцев и шпилек турбины,
выполненная с учетом результатов испытаний
-и применения двустенного корпуса ЦСД Ука¬
занная схема позволяет уменьшать раскрытие
разъемов цилиндров и снизить температурные
разности по ширине фланцев, т. е. резко повы¬
сить маневренность турбоустановки.
Паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтально¬
го разъема цилиндров состоит в том, что греющий игр
подводится как к наружным поверхностям фланцев для
чего к ним привариваются специальные к-ороба так к
к внутренним полостям — в обнизку фланцев, в зазор
между пишаькамк и стенками отверстий во фланцах
В широко применяемых рапсе системах обогрева
флапцен в качестве рабочего чела пспользова чея пар от
постороннего источника нс связанного с лц скопой уста¬
новкой, либо подапачея при яомощч ' специальных
устройств свежий пар илі пар из линии -промперегрева
данного блока
Недостатком этих схем было несоответствие темпе
ратуры греющего лара существующему в момепт пуска
и нагружения турбины техніеоатурному состоянию флан¬
цевых соединений Регулирование температуры с по
мощью вітысков конденсата в подаваемый в систему
обогрева фланцев пар неприемлемо из-за опасности за'-
броса воды на горячие лозерхнссгй фланцев, что может
привести к появлению трещин и разрушению шпилек
горизонтального разъема.
В турбине К 300-240-2 использована схема,
■в .которой греющий пар на обогрев фланцев
отбирается из -меж корпусных пространств
ЦВД и ЦСД (рис 16.3). При этом температу¬
ра пара, подаваемого на обогрев фланцев
ЦВД и ЦСД, зависит только от температуры
пара, омывающего внутренние стенки корпу¬
сов, что обеспечивает саморегулирование про¬
цесса обогрева, устраняя недостатки вышеопи¬
санных систем подачи пара.
На трубопроводах 5 и 6, по которым пар
подается на обогрев фланцев и шпилек, уста¬
новлены запорные задвижки и регулирующие
клапаны 7, поддерживающие давление в .раз¬
даточным коллекторе /—(ЦВД) и 2—(ЦСД)
па уровне 0,35—0,50 МПа.
В -случае повышения давления сверх ука¬
занной величины подрываются предохрани¬
тельные клапаны 8 Пар из раздаточных кол¬
лекторов поступает в обнизку ЦВД н ЦСД по
специальным каналам во- фланцах, а затем в
короба 4, из которых по отводящим трубопро
водам направляется в сбросную линию 3,
включенную в VIII отбор турбины па ПНД
№ 2 перед обратным клапаном.
Нижние точки всех трубопроводов системы
обогрева фланцев, раздаточные и сбросные
коллекторы 1,2,3 дренируются линиями2?у20
в конденсатор турбины.
16.4.	ОРГАНИЗАЦИЯ ДРЕНАЖНО-ПРОДУВОЧНОЙ
СХЕМЫ ТУРБОУСТАНОВКИ
Рациональная организация схемы дрена
жей п продувок блоков СКД .позволяет -сокра¬
тить время прогрева паровпускных узлов трак¬
та свежего пара и промпсрегрева.
Схемы дренажей турбоустановок мощностью 150 и
200 МВт на докритическне параметры пара организова¬
ны по принципу ввода среды -в конденсатор либо непо¬
средственно из коллекторов, объединяющих дренажные
шиии сходных параметров, либо через промежуточную
емкость- расширительный бак
Исходя из опыта эксплуатацдц турбин К 200-130 и
К-160-130, можно сделать вывод о том, что для этих,
тѵрбоустановсж наличие з схеме дренажей расширитель
них баков практически решает вопрос надежного при
ема дренажей и греющего пара в кон таксатор
Рис 16 4 Схема продувочных линяй турбоустановки

В турбоустановках мощностью 300 МВт на
сверхкрвтичсские параметры пара -серьезные
трудности представляет прием пара и горя¬
чей воды из коллекторов дренажей в конден¬
сатор, поэтому на ряде блоков 300 МВт уста¬
новлены расширительные баки дренажей-, но и
в этом случае наблюдались обрывы трубопро¬
водов, связывающих расширительный бак с
конденсатором, а также трещины на стенках
-самого расширителя. Это свидетельствовало о
том, что наличие в схеме только расширитель¬
ного бака с вводом .в -него всех дренажей вы¬
сокого и ппзкого давления для турбоѵстано-
бок сверхкритического давления не дает долж¬
ного эффекта, так как при пусках из горячего
состояния через дренажные линии в бак пос¬
тупает большой расход пара высоких пара¬
метров Кроме того, при относительно высо¬
ком давлении в расширителе и достаточно
глубоком вакууме возможен заброс воды в
проточную часть ЦСД через дренаж цилинд¬
ра, а также проскок пара через сливной тру¬
бопровод в нижнюю часть конденсатора и пов¬
реждение его трубного пучка.
Наиболее целесообразным является орга¬
низация схемы дренажей тѵрбоустановки с
четким разделением функций то условиям ра¬
боты каждой линии.
1.	Дренажные линии — служат только
для удаления влаги и для пропуска незначи¬
тельного количества пара. Последнее вызвано
невозможностью точного определения момента
отключения дренажа при пуске турбины.
2.	Пр о д у © о ч н ы е линии — служат для
прогрева участков паропроводов свежего пара
Таблицу 16.2
Параметры системы продувки
Таблица 15
Параметры дренажной системы
Прогреваемые
Параметры
преющего
ІІ-9 -
Sgg.g
ІВІУ
Й
a
сЪ
s!
І5
Р-
МПа
t,-c
Прогрев ЦВД,
клапанов свеже¬
го пара и пере¬
пускных трубо¬
проводов со сто¬
роны выхлопа
ЦВД
Прогрев трак¬
та промперегре¬
ва
1,0
1.0
250
250
3,0 6,5
5,0 11,0
180
180
Коллек¬
тор про¬
дувок
Расши¬
ритель
дренажей
и промперегрева, корпусов клапанов высокого
и среднего давления, а также -наружного кор¬
пуса и ротора ЦВД.
Для тѵрбоустановки К-300-240 схема Про¬
дувочных'линий показана на рис. 16.4. Про-
дѵвки объединены в специальный коллектор
с пароохладителем и направляются -к 'приемно¬
му устройству -в днище конденсатора. Кол¬
лектор продувок размещается на отметке
0,6 м, что обесценивает прием конденсата, об¬
разующегося в начальный период прогрева
узлов турбоустановки. Расходы пара через
продувочные линии приведены ів табл. 16.2,
составленной для «дубль-блочной» пусковой
схемы.
Собственно дренажи объединены в коллек¬
торы высокого, среднего и низкого давления
по принципу сходства параметров и направле¬
ны в расширительный бак, объем которого
обеспечивает прием и испарение части горячей
воды и сброс вторичного пара -в верхнюю
часть конденсатора через трубопровод выпара
0 300 мм, а конденсата—в нижнюю часть
через трубопровод слива 0 200 -мм.
Расходы через дренажные линии турбоус¬
тановки К-300-240 при пуске их холодного со¬
стояния приведены © табл. 16.3.
При такой организации дренажно-проду-
вочпой схемы принималось, что ів первона¬
чальный -период нагрева .весь -греющий лар
конденсируется и -в бак поступает -конденсат.
Расчеты для начальной стадии прогрева
тракта промперегрева выполняются по фор-
мѵле
(16.1)
где Одр — расход конденсата греющего пара,
кг/ч; с — удельная теплоемкость стали,
кДж/(кг•°C), т-гр — масса трубопроводов,-кг;
со — скорость прогрева, °С/ч; срі, eps—теп-
.218

лектор, продувоі'
ГшодуЬки
Рис. 16.5. Схема установки КИП
в системе дренажей.
4 — внутри РВ; 3 — коллектор дренажей
Повышенного давления; 6 — коллектор
продувок у конденсатора, 7—слш из
3 ■ выгіар РБ, 6 — олив дренажа линий
лоемкости греющего пара и воды, кДж/ (кг -°C);
t,—температура греющего пара, °C; —тем¬
пература металла -в данный момент. °C; г —
скрытая теплота парообразования пара при
давлении в трубопроводах, кДж/кг
Расходы через дренажные линии осталь¬
ных трубопроводов незначительны 3—5%
•Одр и поэтому в расчете не учитываются
Для уменьшения проскока пара в расшири¬
тельный бак при несвоевременном отключе¬
нии дренажных линий диаметром свыше 30 мм
■■на них установлены ограничительные шайбы.
Впервые .новая дренажно-продувочная схе¬
ма смонтирована и испытана на турбоатрега
тах К-300-240 Криворожской ГРЭС-2 [40].
Приведенные результаты эксплуатацион¬
ных испытаний -показывают ее надежность и
эффективность.
Описанная выше схема дренажей и проду¬
вок турбины испытана при пусках из холодно¬
го и неостывшего состояния турбины.
Во время пусков произведены замеры дав-
-леиий и температур в коллекторах дренажей
и продувок. Контрольные приборы установле¬
ны по приведенной на рис, 16.5 схеме Темпе¬
ратуры в коллекторах дренажей и продувок
замерялись хромедь-копелевыми термопарами,
.в качестве -вторичного прибора использовался
двенадцатиточечный -потенциометр.
Все показывающие приборы выведены па
специальную панель, установленную на отмет¬
ке 0,0 м и в районе расширителя дренажей
РБ-6.
В процессе подготовки к пускам -и .разво¬
роте турбины вплоть до начальной -нагрузки
10—30 МВт фиксировались необходимые па¬
раметры дренируемых узлов- тур'боустановии
Исследование проводилось по следующим
этапам.
I. Пуск из холодного состояния ДО ХОЛО¬
СТОГО хода турбины при полном открытии всех
дренажей и продувок турбоустановки на рас
ширительный бак и коллектор продувок.
2. Пуск из неостывшего состояния при тем¬
пературе ЦВД 200—250е С. При этом откры¬
ты продувочные линии ів перепускных трубо¬
проводах и блоках іпа-рораспределеиия высо¬
кого -давления. Продувки перепускных линий
трубопроводов долж	открыты то на¬
грузки 10—20 МВт.
В результате испытаний, (проведенных с
целью оптимизации и ускорения пусковых и
предпусковых операций, установлена возмож¬
ность приема максимально -необходимого рас¬
хода среды -в приемные устройства конденса¬
тора, а также выяснены условия, обеспечива¬
ющие автоматизацию работы системы дрена¬
жей и продувок турбоустановки.
Исследование работы дренажно-продувоч-
иой системы при пуске турбины из холодного
состояния показало ее полную работоспособ¬
ность на всех этапах при общем времени про¬
грева и дренирования основных узлов турбо¬
установки 3—3,5 ч и обеспечении необходи¬
мой скорости прогрева турбины. Характерны¬
ми при этом были следующие параметры.
Давление -в расширительном баке РБ-6
колебалось от 10 до 60 кПа, максимальное
давление наблюдалось до открытия стопорных
и .регулирующих клапанов свежего пара. На
этапах толчка турбины давление .в баке -ко¬
лебалось в диапазоне 20—40 кПа, что .не пре¬
пятствовало сбросу дренажей из -коллектора
среднего давления. Однако во -избежание воз¬
можного подпора при сбросе дренажей низко¬
го давления соответствующий коллектор заве¬
ден -непосредственно ® конденсатор турбины,
а не в расширительный бак РБ-6.
Давление в коллекторе продувок колеба¬
лось от 0,2 до 0,4 МПа. Максимальное давле¬
ние наблюдалось при прогреве паровпускных
узлов и перепускных паропроводов свежего
219
пара турбины, что свидетельствует о несколь¬
ко недостаточном пропускном сечении увлаж¬
нителя пара. Из последующих агрегатах гор¬
ловое сечение пароувлажннтеля увеличено та¬
ким образом, чтобы в любых режимах пуска
Рпр^О.15 МПа.
Температура сбрасываемых дренажей ко¬
лебалась (рис. 16.6) в диапазоне;
от 60° С до 200эС .на сбросе в конденсатор
из -коллектора продувок, что свидетельствуем
об удовлетворительной работе пароувлажни-
теля;
Рис. 16 6 Характеристики температуры системы дрена¬
жей и продувок в режиме пуска турбины ns холодного
состояния
от 40° С до 60эС в расширительный бак
РБ-6. Это. говорит о правильном выборе объ¬
ема расширителя дренажей и схемы его вклю¬
чения -по -выпару и сливу Расширительный
бак РБ-6 устанавливается на всех турбоагре¬
гатах К-300-240.
Аналогичные результаты получены при ис¬
пытаниях дренажно-продувочной системы в ре¬
жимах пуска турбины из пеостыіипего состоя-
Р.чс. 16 7. Характеристики давления и температуры си¬
стемы дренажей и продувок в режимах пуска турбины-
220

-иия. Значения давлений и температур в дре-
.нажной системе видны из -рис. 16.7. Время
прогрева основных узлов в этом режиме пу¬
ска составляет 1,0—1,5 ч; давление до впры¬
ска коллектора продувок поднималась до
0,45—0,47 .МПа, а температура до 260—280° С,
что подтверждало вывод о недостаточном се¬
чении drop-іа пароувлажнителя.
Испытания, кроме того, показали, что на
повышенный уровень давления в коллекторе
продувок влияет сбросная линия дренажа из
межцилиндроваго пространства ЦБД, в связи
с чем по- усовершенствованной типовой схеме
эта линия включена в расширительный бак
РБ-6. Присоединение выполнено трубопрово¬
дом 0 28 мм (сортамент 0 28Х3,5)Цдо обес¬
печивает пропускную способность 18—20 т/ч.
Расчет трубопровода выполняется по формуле
= р 2.09Fj/-£-,	(16.2)
где ц—f(Zg) —коэффициент расхода, выбира¬
емый до [28], в зависимости от суммарного
приведенного коэффициента трения трассы
'Трубопровода; F — площадь минимальною
сечения на трассе трубопровода продувки;
р, ѵ — давление и удельный объем пара в
межпилиндровом пространс. ве.
16.5.	ЛУСС ТУРБОАГРЕГАТА ИЗ ХОЛОДНОГО
состояния
Проверка оборудования. До начала опера¬
ций по подготовке турбоагрегата к пуску
должны быть закончены все ремонтные и на¬
ладочные работы по основному и вспомога¬
тельному оборудованию и устранены все де¬
фекты, обнаруженные в период работы турби¬
ны до останова.
Бо время проверки оборудования произво¬
дят его осмотр, проверяют все органы паро¬
распределения и защиты турбины, а также все
затвижки, вентили и клапаны тѵрбоустановки
и устанавливают их в предпусковое положе¬
ние, включают -в работу' все контрольно-изме¬
рительные приборы, производят опробование
дистанционного управления арматурой, прове¬
ряют технологические зашиты, блокировки а
сигнализацию
После завершения начального этапа под¬
готовки турбоагрегата к пуску производится
проверка п включение в работу системы смаз¬
ки При выполнении этих операций необходи¬
мо проверить качество и уровень масла в
масляном баке, а также работу сигнальных
устройств предельных уровней мэсла в масля¬
ном баке.
.Максимально допустимому уровню масла л
масляном баке соответствует’ отметка 4-800 мм
по шкале уровня масла в масляном баке
Нормальному уровню масла в масляном баке
при работе турбины соответствует отметка
4-200 мм, минимальному уровню — отметка 0
и аварийному уровню — отметка —50.
Для подачи масла в систему смазки пре¬
дусмотрены два главных (рабочий и резерв¬
ный) масляных насоса с электродвигателями
переменного тока и два аварийных масляных
насоса с электродвигателями постоянного тока.
Аварийные масляные насосы с электродвигателями
постоянного тока предназначены для потачи масла s .си¬
стему смазки турбины только па время выбеіа турбины
при ее останове а случае отказа масляных насосов
с э чектродвягателямп переменного тока Работа турбины
под нагрѵэкой или на холостом ходу при подаче масла
в систему смазм аварийными эдаедднычв насосами не
Давление масла в системе смазки на уров¬
не отметки обслуживания турбины при одном
работающем масляном насосе с электродвига¬
телем переменного тока при температуре мас¬
ла 40 °C, вращении ротора турбины валопово-
ротным устройством и работе питательного
электронасоса (ПЭН) должно составлять
0,17—0,18 .МПа (1,7—1,8 кгс/см2)
Перед пуском проверяют работу масляных
насосов, плотность масляной системы, блоки¬
ровки автоматического включения резерва
масляных насосов В масляной системе тур¬
бины применена двойная система блокировок
автоматического включения резерва (АБР)
масчяных насосов — по импульсу/ от давления
масла в системе смазки и по электрическому
импульсу/ при отключении электродвигателя
работающего масляного насоса.
Схемой АВР предусмотрен следующий по¬
рядок включения масляных насосов. При ра¬
боте главного масляного насоса с электродви¬
гателем переменною тока и снижении давле¬
ния в напорном коллекторе на отметке 9 м до
0,12 МПа (1,2 кгс/см2) или при отключении
электродвигателя работающего главного мас¬
ляного насоса должен включиться резервный
главный масляный пасос и первый аварийный
масляный пасос. Через 3 с после включения
первою аварийного масляного насоса должен
включиться второй аварийный -масляный пасос
постоянного тока. Если первый аварийный мас¬
ляный насос не включился, то включение второ¬
го аварийного масляною насоса должно про¬
изойти без выдержки времени
Разбежка по времени в 3 с между включе¬
нием первого и второго аварийных масляных
насосов необходима для предохранения ак¬
кумуляторной батареи от перегрузки пусковы¬
ми чоками.
Включение второю аварийного масляного
насоса должно произойти также при сниже¬
нии давления масла в напорном коллекторе
до 0,09 МПа (0,9 кгс/см2) При падении дав¬
ления масла до 0,08 .МПа (0,8 кгс/см2) долж¬
221

ны сработать защитные устройства турбины и
подан сигнал на аварийный останов турбины
до срывом вакуума.
При снижении давления масла в системе
смазки до 0,03 МПа (0,3 кгс/см2) подается за¬
прет на работу валоповоротного устройства.
Пуск турбины с неисправной системой
включения аварийного резерва по любому из
импульсов не разрешается.
После окончания проверки работы систе¬
мы смазки оставляют в работе один масляный
насос с электродвигателями переменного тока
и включают валоповоротнее устройство тур¬
бины. Задвижки на сторонах нагнетания »
всасывания всех масляных насосов оставляют
открытыми.
Пуск конденсационного устройства и реге¬
неративной установки. Выполнение операций
по пуску конденсационною устройства следу¬
ет начать с проверки блокировок и сигнали¬
зации циркуляционной системы и включения
в работу циркуляционных насосов
Удаление воздуха из циркуляционной сис¬
темы при заполнении ее водой осуществляется
с помощью водоструйного эжектора. Во время
эксплуатации турбинъ! включение отсоса воз¬
духа из циркуляционной системы производит¬
ся автоматически при ухудшении сифона на
сливе охлаждающей воды из конденсатора.
После пуска циркуляционной системы про¬
изводится подача охлаждающей воды из цир¬
куляционной системы к маслоохладителям си¬
стемы смазки и к циркуляционным газоокла-
дителям генератора.
Включение в работу- конденсатных насосов
производи гея после заполнения конденсатора
обессоленной водой до 2/з высоты водомерно
го стекла и подготовки схемы трубонооводов
основного конденсата к пуску конденсатных
насосов
Во время опробования конденсатных насо
сов выполняется проверка блокировки включе¬
ния конденсатных насосов I и II ступеней н
включение в работу системъ! рециркуляции и
регулятора уровня воды в конденсаторе.
Находящийся в резерве конденсатный на¬
сос I ступени должен автоматически вклю¬
чаться при снижения давления воды в напор¬
ном коллекторе до 0,54—0,64 МПа (5,5
6,5 .кгс/см2). Автоматическое включение резерв¬
ного конденсатного насоса II ступени долж¬
но происходить при снижении давления в на¬
порном коллекторе то 1 57 МПа (16 кгс/см2).
Операции по подготовке к пуску конден¬
сатных насосов завершаются включением .в ра¬
боту одного конденсатною насоса I ступени и
одного конденсатного насоса II ступени.
Для резервных насосов задвижки на сто¬
ронах всасывания и нагнетания должны оста¬
ваться открытыми
22£
Набор вакуума в конденсаторе при пуске
турбины производится с помощью пускового
(водоструйного) и основных пароструйных
эжекторов.
Для укупорки уплотнений в местах выхода
вала из цилиндров с помощью пара от посто¬
роннего источника включают в раооту систему
подачи и отсоса пара из концевых уплотнений
При включении в работу системы отсоса и по¬
дачи пара на концевые уплотнения следует
помнить, что подача пара на уплотнения при
невращающемся роторе недопустима, так как.
это может вызвать тепловой прогиб ротора,
который при последующем пуске турбины мо¬
жет ’привести к его остаточному прогибу
Подача пара на концевые уплотнения дол¬
жна быть отрегулирована таким образом, что¬
бы не наблюдалось выбивания пара вдоль на
та и чтобы не было подсоса воздуха в конден¬
саторы через уплотнения
Подготовка к включению регенеративной
системы турбины предопределяет подготовку к
включению регенеративных подогревателей,
сливных насосов, опробование гидроприводов
обратных клапанов отборов, іо нио в ра¬
боту деаэраторов.
При подготовке к включению регенеративных подо¬
гревателей особое внимание должно быть обращено на
проверку работы целей сигнализации предельно допу¬
стимых уровней -в подогревателях п .на действие защиты-
от повышения уровня в подогревателях высокого давле¬
ния, а также на сборку схемы регенеративной системы,
обеспечение дренирования трубопроводов отборов до
после обэаткых клапанов, на сборку схемы слива кон¬
денсата .[-реющего пара из подоі ревателей и на работу
регулятора уровня
Проверка системы регулирования, защиты"
и блокировок. Опробование элементов систе¬
мы регулирования и защиты турбины произ¬
водится после подачи в -систему регулирова¬
ния и защиты -рабочей жидкости — конденса¬
та, поступающего из напорной линии кон¬
денсатных насосов 2-й ступени или от
собственных насосов системы -регулирования..
До поступления конденсата в систему ре¬
гулирования и защиты турбины необходимо
проверить работу приводных механизмов си¬
стемы регулирования, а также положения ее-
золотнйков и командных органов, предпуско¬
вое положение которых должно предотвра¬
тить внезапное произвольное открытие клапа¬
нов турбины или срабатывание’ защит при
поступлении рабочей жидкости в систему регу¬
лирования Необходимо обеспечить последо-
довательную -проверил' взаимодействия эле¬
ментов системы регулирования и защиты при
воздействии на органы управления и защи¬
ты и произвести проверку дистанционного уп
рявления п блокировок БРОУ.
Объем и последовательность проверки
взаимодействия системы регулирования, за¬
щиты и блокировок должны .производиться

в полном соответствии с инструкцией по пуску
и обслуживанию турбины.
При воздействии на -синхронизатор регу¬
лятора скорости или на регулятор давления
открытие и’закрытае регулирующих клапанов
высокого давления и’ иромперегрева должно
происходить на полный ход плавно, без рыв¬
ков и качаний. Открытие регулирующих кла¬
панов высокого давления и промперегрева
должно начинаться лишь -после полного от¬
крытия стопорных клапанов (толкателей)
промперегрева ’ При ходе сервомоторов регу¬
лирующих” клапанов примерно на 100 мм
должны быть полностью открыты регулирую¬
щие клапаны промперегрева.
Открытие стопорных клапанов высокого
давления осуществляется взведением защит¬
ных устройств.
При срабатывании любого защитного ус¬
тройства должны полностью закрываться сто¬
порные и регулирующие клапаны турбины,
обратные клапаны на -трубопроводах отборов,
главные паровые задвижки и их байпасы.
При срабатывании защитных устройств по
импульсу от падения дав пения масла в си¬
стеме смазки или при недопустимом осевом
сдвиге ротора должен также открыться вен¬
тиль срыва вакуума конденсатора и подана
команда, запрещающая открытие БРОУ.
После окончания проверки системы регу¬
лирования, защит и блокировок, пуска масля¬
ной системы, валоповоротного устройства и
конденсационной установки и установления
давления в конденсаторе не более 60 кПа при¬
ступают к растопке котла и к предтолчково¬
му прогреву элементов турбоустановки.
График-задание пуска турбины из холод¬
ного состояния представлен на рис 16 8.
Предтолчковый прогрев элементов турбо¬
установки. При пуске из холодного состояния
прогрев турбины начинается с момента пода¬
чи пара от постороннего источника на конце¬
вые уплотнения турбины.
При -подаче пара на концевые уплотнения
турбины корпуса цилиндров высокого и сред¬
него давления прогреваются приблизительно
до 70°С Дальнейший прогрев элементов тур¬
боустановки происходит во время растопки
котла и выхода его на толчковые (пусковые)
параметры пара.
В схеме блока со встроенными пусковыми
сепараторами прогрев паропроводов свежего
пара”, главных паровых задвижек и блоков
клапанов высокого давления производится
свежим паром при открытых главных паро¬
вых задвижках и -стопорных клапанах высо¬
кого давления и закрытых регулирующих
клапанах высокого и среднего давления
Прогрев цилиндра высокого давления, пе¬
репускных трубопроводов ЦБД и паропрово-
Рис 16 8. График-задание пуска турбины из холодного
состояния (температура паровиуска ЦВД менее 150'С,
температура паровпуска ЦСД 100’С)
п— частота вращения ротора турбоагрегата. Л'а — электриче¬
ская нагрузка ра — дааяение свежего пара перед турбиной;
fs — температура свежего пара перед блоками парораспределе¬
ния; іЕС — те> пература вторичного тара перед клапанами тром-
V — вакуум а конденсаторе
ЦСД в зоне
турбины
дов промперегрева в режиме пуска из холод¬
ного состояния осуществляется паром, посту¬
пающим в холодные нитки промперегрева на
растапливаемого котла. Пар, поступающий в.
ЦВД -со стороны выхлопа, обеспечивает на¬
грев внутреннего и наружного корпусов, пере¬
пускных труб и ротора ЦБД.
Условия прогрева паропроводов промпе¬
регрева, корпусных элементов и ротора ЦБД.
определяются темпом подъема давления пара
в системе промперегрева (в ЦБД). Прогрев
указанных узлов до температуры насыщения,
соответствующей давлению пара, происходит
интенсивно Прогрев выше температуры на¬
сыщения зависит в основном от параметров
и расхода протекающего пара.
Поэтому при предтелчковом прогреве па¬
ропроводов промперегрева и ЦВД необходи¬
мо плавно поднимать давление в системе
промперегрева от давления в конденсаторе
до 0,8—1,0 МПа путем прикрытия задвижки
(клапана) на сбросной линии промперегрева.
Течение греющего пара ЦВД в рассмат¬
риваемом режиме обеспечивается дренаж-
но продувочными трубопроводами ЦБД, пе¬
репускных труб, блоков клапанов парорас¬
пределения й участков паропроводов за ГПЗ,
а также концевыми уплотнениями ЦБД и уп-
лотненьпч j штоков клапанов парораспреде
ления.
Сброс пара пз магистрали промперегрева
осуществляется -вместе с дренажем через дре¬
нажно-продувочные трубопроводы и сбросные
линии системы промперегрева.
Для обеспечения последующих режимов—
разворота и нагружения турбоагрегата пред¬
толчковый прогрев элементов турбоустановки
следует производить до достижения темпера¬
туры паропроводов после про»перегрей 160—
МВ

170°С, ЦБД и перепускных трубопроводов
150—160°С п блоков парораспределения 180—
200°С.
Для равномерного повышения температу¬
ры корпусов ЦБД и ЦСД и непрсвышения
допустимых относительных расширений рото¬
ров система обогрева фланцев и шпилек ЦБД
и ЦСД должна быть включена в работу с мо¬
мента начала прогрева системы промпере¬
грева.
При пуске гурбины после монтажа, капи
тального или текущего ремонта, после окон¬
чания прогрева паропроводов, клапанов и
ЦВД необходимо произвести проверку плот¬
ности стопорных и регулирующих клапанов
высокою давления и промперегрева.
Стопорные и регулирующие -клапаны ЦВД
считаются -плотными, если частота вращения
ротора не превышает 10 с-1 при полностью
закрытых стопорных и регулирующих клапа¬
нах высокою давления, давлении перед ними
7,85 МПа и давлении в системе промперегре¬
ва п в конденсаторе 6,67 кПа,
Плотность блоков клапанов промперегре¬
ва считается достаточной, если частота вра¬
щения ротора турбоагрегата не превышает
10 с-1 при полностью закрытых стопорных и
регулирующих клапанах промперегрева, дав¬
лении перед ними 1,96 .МПа и давлении в
конденсаторе 6,67 кПа
После окончания предтолчкового прогрева
паропроводов, клапанов ЦБД турбины, при
устойчивом поддержании толчковых парамет¬
ров свежего пара перед главными паровыми
задвижками 2,5—3,0 МПа, 270—280сС и дав¬
лении в конденсаторе не выше 28 кПа при¬
ступают к подаче пара в проточную часть
турбины, повышению частоты вращения ро¬
тора от вращения его валоповоротным устро -
ством до номинальной.
Регулирование подачи пара в турбину при
повышении частоты вращения ротора до
50 с-1 и во время синхронизации турбогенера¬
тора осуществляется регулирующими
нами тѵрбипы.
Повышение частоты вращения ротора
должно производиться в соответствии с гра¬
фиком-заданием пуска турбоагрегата из хо
лодного состояния. С самого начала повыше¬
ния частоты вращения ротора турбины про¬
исходит дальнейший рост температуры бло¬
ков парораспределения высокого давления,
перепускных трубопроводов, корпуса ЦСД,
блоков клапанов промперегрева. Повышение
температуры наружного корпуса ЦВД начи¬
нается после достижения частоты вращения
ротора 25 с-’.
Для осмотра и прослушивания турбины
прп повышении частоты вращения ротора не¬
обходимо сделать выдержку турбины при ча¬
стоте вращения 6,7—8,3 с-1 продолжительно¬
стью 10 мип. Следующая выдержка выпол¬
няется при частоте вращения ротора 13,3—
15 с~'
При температуре металла корпуса ЦСД
ниже 100°С выдержка при частоте вращения
13,3—15 с-1 выполняется продолжительно¬
стью 90 мин для обеспечения повышения тем¬
пературы ротора ЦСД до 150°С—до мини¬
мального температурного уровня, при котором
по условиям хладноломкости -разрешается
дальнейшее повышение частоты вращения ро¬
тора ЦСД.
Б дальнейшем производится повышение
частоты вращения ротора до номинального
значения. Производить выдержки при других
промежуточных значениях частоты вращения
ротора не разрешается в связи с тем/что при
частотах вращения ротора 16,6—42,5 и 43,3—
49,1 с 1 находятся интервалы резонансных
колебаний рабочих лопаток ЦНД и критиче¬
ские скорости валопровода.
При частоте вращения ротора 13,5—15с-!
должна быть включена система охгіаждения
пара, выходящего из последних степеней
ЦНД.
При нормальном состоянии изоляции тур¬
боагрегата и выполнении указаний по под¬
держанию параметров свежего пара и пара
после промперегрева, давления в конденсато¬
ре, повышению частоты вращения ротора, на¬
гружению турбоагрегата, а также’по работе
дрепажио продувочной -системы, системы обо¬
грева фланцев >и шпилек ЦБД и ЦСД и ох¬
лаждения выхлопных патрубков ЦНД все
контрольные показатели работы турбоагрега¬
та во время разворота и нагружения турбины
находятся ниже своих предельных значений.
Так, разность температур между верхом и
низом корпусов ЦВД и ЦСД не превышает
30°С на холостом ходу и 10°С при нагрузке;
относительное удлинение ротора высокого
давления при работе на холостом ходу со¬
ставляет -|-2 мм, среднего от —0,5 мм до
4-1,5 мм в зависимости от одностенной или
двустенной конструкции ЦСД, низкого —
1,0 мм
Использование системы обогрева фланцев
и шпилек ЦБД и ЦСД турбины во время
предтолчкового прогрева, повышения частоты
вращения ротора и нагружения турбоагрега¬
та значительно сокращает время пуска тур¬
бины ИЗ ХОЛОДНОГО И НСОСТЫ-ВПІСГО состояний
за счет обеспечения более равномерного тем¬
пературного состояния корпусов ЦБД и ЦСД,
существенного снижения разностей температур
по ширине фланца ЦВД и ЦСД и уменьше¬
ния относительного удлинения роторов.
После достижения частоты вращения ро¬
тора турбины 50 с-1 и проверки’системы ре-
224

гулироваігия, автомата безопасности и систе¬
мы защиты турбины от повышения частоты
вращения производится синхронизация тур¬
боагрегата и включение его в сеть.
Сразу после включения генератора в сеть
необходимо повысить электрическую’нагрузку
до 5—10 МВт путем открытия регулирующих
клапанов высокого давления до положения
сервомоторов 300—310 мм и закрытия БРОУ.
После включения генератора в сеть п по¬
вышения нагрузки до 5—-10 МВт необходимо
закрыть дренажи и продувки паропроводов
свежего пара, блоков парораспределения вы¬
сокого давления, перепускных труб, паропро¬
водов промперегрева и блоков клапанов сред¬
него давления.
Дальнейшее нагружение турбоагрегата ве¬
дется за счет увеличения паропроизводптель-
постп котла при полностью открытых регули¬
рующих клапанах турбины.
3 процессе нагружения турбоагрегата необходимо
повышать параметры свежего пара л пара после пром-
псрсгрсва в соответствии с графиком-заданием пуска,
следить за показатетями прогрева турбины и за свое¬
временным выполнением операций, регтамонтированных
инструкцией ію -пуску турбоагрегата".
В схемах блока с двухкорпуспым котлоагрегатом
после ис.пользоаанпя растопочной нагрузки работающего
корпуса -котла производится растопка и подключение
второго корпуса котла. Подключение второго корпуса
котла к работающему осуществляется после выравнива¬
ния температур сиезкего пара и пара -после промпере-
грепа работающего и подключаемого корпусов
Перевод блока на номинальное давление
свежего пара перед турбиной осуществляется
частичных? прикрытием регулирующих клапа¬
нов высокого давления при одновременном за¬
данном повышении температуры свежего па¬
ра Указанную операцию следует производить
при электрической нагрузке не ниже 180 МВт.
Повышение давления свежего пара перед
турбиной, произведенное без соответствующе¬
го повышения температуры, приводит к сни¬
жению температуры пара за регулирующими
клапанами ЦБД и в камере регулирующей
ступени, что неблагоприятно сказывается на
термопапряженном состоянии ротора ЦБД в
районе первых ступеней и переднего концево¬
го уплотнения и в паровпускной части внут¬
реннего корпуса ЦВД.
Снижение температуры пара за регулиру¬
ющими клапанами ЦБД и в камере регули¬
рующей ступени обусловлено дросселирова¬
нием пара па клапанах и увеличением тепло¬
вого перепада на регулирующей ступени
вследствие уменьшения степени парциаль-
НОСТІ1.
Следует отметить, что снижение темпера¬
туры пара тем больше, чем ниже исходная
нагрузка, при которой производится перевод
блока на работу с поминальным давлением
свежего пара: так, перевод при нагрузке
15—1162
180 МВт вызывает снижение температуры па¬
ра в камере регулирующей ступени на 40°С,
а при нагрузке 90 МВт — на 83ЪС.
Критерием правильности повышения тем¬
пературы свежею пара перед турбиной во
время подъема давления свежего пара до но¬
минального является постоянство температу¬
ры пара за регулирующей ступенью ЦБД.
Следует отмстить, что в практике эксплуатации б то¬
ков мощностью 300 МВт -часто наблюдались случаи пе¬
ревода блока па номинальное давление свежего і ара
при_нагрузках ниже 180 МВт, которые сопровождались
необходимым повышением температуры свежего пара,
обеспечивающим неизменность температуры пара в каме¬
ре регулирующей ступени и, следовательно, стабильность
температурных напряжений в роторе и во внутреннем
корпусе -ПВД.
бднако указанный режим перевода блока на номи¬
нальное давление свежего пара связан с появлением
чначи-елыіых дополнительных температурных напряже¬
ній з корпусах бтоков парораспределения и с некото¬
рым увеличением времени пуска турбины из холодного
и поостывшего состояний, что является нежечательным
При луске турбины после монтажа или ка¬
питального ремонта после достижения ею
частоты вращения 50 с-1 снимается характе¬
ристика зависимости перемещения сервомо¬
торов от частоты вращения ротора, а’ после
взятия полной нагрузки — нагрузочная ха¬
рактеристика.
16.6.	ПУСК ТУРБОАГРЕГАТА ИЗ НЕОСТЫВШЕГО
И ГОРЯЧЕГО СОСТОЯНИЙ
Режим пуска турбины из неостывтпего и
горячего состояний определяется темпера¬
турным уровнем турбоагрегата перед пуском,
которое из-за различных скоростей остывания
корпусов ЦБД и ЦСД, перепускных трубо¬
проводов ЦВД, блоков парораспределения и
паропроводов промперегрева характеризуется
неравномерным исходным температурным со¬
стоянием паровпускных частей.
Скорости остывания перепускных трубо¬
проводов ЦБД, блоков парораспределения и
паропроводов промперсгрева выше скоростей
остывания ЦБД и ЦСД. Темп остывания
ЦСД, в овою очередь, несколько выше, чем
ЦВД.
Так, через 40 ч простоя турбины разность
температур между ЦБД и блоком парорас¬
пределения достигает 80°С, между ЦБД и
перепускными трубами — 180°С.
Во всех случаях пусков из неостывшего и
горячего состояний толчковая температура
свежего пара и пара после промперегрева оп¬
ределяется температурным состоянием паро¬
впускных частей ЦВД и ЦСД исходя из ог¬
раничения охлаждения турбины на этапе
разворота и заданным темпом прогрева тур¬
боагрегата на холостом ходу и после вклю¬
чения генератора в сеть. По этим условиям
толчковые температуры свежего и вторичного
225

иорпых и закрытых регулирующих клапанах
высокого давления.
Дальнейший подъем температуры свеже¬
го пара до необходимого толчкового уровня
производится параллельно с прогревом блоков
парораспределения и ГПЗ.
Прогрев перепускных трубопроводов ЦЬД
перед толчком турбины производится в тол
случае, если их температура ниже темпера¬
туры паровнуска ЦВД более чем. на НО <
"’Прогрев перепускных трубопроводов про¬
изводится подачей свежего пара в ЦВД_ пріГ
открытых стопорных и регулирующих клапа¬
нах высокого давления и закрытых клапанах
иромперегрева и закрытых клапанах і.з систе¬
мы иромперегрева.
Для прогрева перепускных трубопроводов
плавно поднимают давление в ЦВД до
ГОМПа.
Температура блоков парораспределения
перед толчком турбины может быть ниже
температуры острого пара не более чем на
100гС или, что одно и то же, на 20—30 С ниже,
температуры верха корпуса ЦВД в районе
чаровпусьа.
В процессе прогрева блоков клапанов па
рораспределения высокого давления и перс-
пѵекпых трубопроводов ЦВД производятся по¬
степенное повышение температуры свежего
пара.
После окончания проірева клапапов паро¬
распределения и перепускных трубопроводов
ЦВД, а также достижения необходимой толч¬
ковой температуры свежего пара приступают
к повышению частоты вращения ротора тур¬
бины и параллельному прогреву паропроводов
иромперегрева за счет пропуска пара через
ЦВД й систему промперегрева со сбросом-
его в конденсатор турбины с помощью сброс¬
ных трубопроводов промперегрева.
Прогрев паропроводов промперегрева про¬
изводится при частоте вращения ротора
15 с-1.
При прогреве паропроводов промперегрева
стопорные н регулирующие клапаны промпе-
рсгрсва закрыты" и вращение роторов -средне¬
го и низкого давления осуществляется в бес-
паровом режиме.
Прогрев паропроводов юрячего промперс-
грева осуществляется до температуры паро
впуска ЦСД. При этом температура пара_ го¬
рячего иромперегрева должна быть на /0—
80°С выше температуры тіаровпуска ЦСД.
Дальнейшее, повышение частоты вращения
ротора до 50 с-’ производится открытием кл а-
- панов ЦСД и закрытием задвижек па сброс-
[ ных линиях иромперегрева.
> Бое операции по развороту н нагружению
турбины, переход на номинальное давление,
переключение по -схеме тѵрбоустановки осу-
лапа дошшы быть »а 70-SITC выше темпе- 1
ратуры металла верха паровпускных чаете,.
ТТВП и ЦСД, ВО не выше С-
Как в при пуске турбины из холодного .
состояния, до растопи, котла и начала one- .
рацш. по предтолчковому про. реву
регата необходимо произвести осмотр и под
Fotobkv оборудования к пупку, окончат» про-
верку системы регулирования, защит и оло
кнровок, включить в работу
му, валоиоворотное устройство и индекса
цйонную установку.
Пѵск аѵрбины разрешается, если все конт¬
рольные показатели турбоустановки не пре¬
восходят допустимые пределы
Опыт эксплуатации и исследования тур¬
бин к-300-240 показал, что при выполнении
проектной схемы дренажей и продувок, на¬
несении .изоляции на корпусе цилиндров ме¬
тодом напыления и выполнения требовании
инструкции по пуску и обслуживанию турби¬
ны охлаждение цилиндров турбины во время
останова турбоагрегата происходит достаточ¬
но равномерно. Разности температур) «.верх
низ» корпусов ЦБД и ЦСД и относительное
ѵкорочение {удлинение) роторов не .превосхо¬
дят своих .предельных значений, и, следова¬
тельно, начало операции по пуску турбины
можно производить после -простоя турбоаг¬
регата любой продолжительности. Исключе¬
ния составляют случаи .попадания в туроипу
воды или влажного пара. Причинен повы¬
шенной разности температур «верх —низ»
может явиться раннее открытие дренажей по¬
остывших цилиндров, перепускных труб, от
боров И Т. д.	,
Для предотвращения повышенных от¬
носительных укорочений роторов и
появления недопустимых температурных пере¬
косов в элементах конструкции цплипдров,
прилегающих непосредственно к камерам уп¬
лотнений, при пуске турбины из неостывшего
и горячею состояний, а также во время Соро¬
сов нагрузки до холостого хода необходимо
подавать па концевые уіілотнепмя ЦБД п пс
реднее концевое уплотнение ЦСД пар с тем¬
пературой 300—320°С.
На заднее уплотнение ЦСД и концевые
уплотнения ЦНД должен подаваться нар с
теэдперату’рой не более 180°С. Указанная по¬
дача горячею пара на концевые уплотнения
может осуществляться после включения кон¬
денсационной установки, при непрерывном
вращении роторов валоповоротным устройст¬
вом и начале набора вакуума в конденсаторе.
После растопки котла и .повышения темпе¬
ратуры свежего пара до уровня температуры
блоков парораспределения начинают прогрев
ГПЗ и блоков парораспределения путем под¬
вода к .ним свежего пара при открытых сто-
226

227

ществляется пк же, как и при пуске турбины
из холодного состояния.
Как и при пуске турбины из холодного со¬
стояния, использование системы обогрева
Фланцев и шпилек является основным сред¬
ством сокращения продолжительности разво¬
рота и нагружения турбоагрегата.
Графики-задания пуска туроины из раз
личных температурных состоянии турбоагре¬
гата (после различною времени простоя)
представлены на рис. 16.9,а д.
ОСО-
16.7.	ОСТАНОВЫ ТУРБОАГРЕГАТА
При рассмотрении технологических
беннбетей остановов турбоагрегатов остановы
следует разделить на плановые, т. е. на зара¬
нее запланированные, выполняемые поел-
проведения соответствующих подготовитель¬
ных работ, и на аварийные, которые произво¬
дятся, как правило, внезапно в результате
действия автоматических защит или ручного
воздействия на ключ останова.
Как и при пуске, во время останова турби¬
ны происходит изменение температурного и
механического состояния как отдельных уз¬
лов так и турбоагрегата в целом, которые не¬
обходимо контролировать в процессе разгру-
женпя, снижения частоты вращения ротора
и последующего естественного остывания.
Плановые остановы турбины могут про¬
изводиться как без специального принудитель¬
ного расхолаживания турбоагрегата, так и с
расхолаживанием турбины и трубопроводов
Останов при выводе блока в резерв, а так¬
же при необходимости проведения ремонтных
работ, выполнение которых не связано с тем¬
пературным состоянием турбоагрегата, для
сокращения времени последующего пуска це¬
лесообразно производить таким образом, что¬
бы не вызывать значительного расхолажива¬
ния турбоагрегата.
■ j®
6. V»
МПа мат
381WW
gggBBf
Рис 16 10 Графпк-заданме останова тірбины с расхо¬
лаживанием.
останова турбоагрегата без расхолажа-
ітривает плавную разгрузку блока при
арамстраѵ свежего пара и максимально
ниже 515°С) температуре пара после
^„nun по 140-150 МВт с последую¬
щим гашением кот іа, Быстрой
90—100 МВт и ее отключен
Останов турбины с расход
грой-
зводатся
ивях, когдг
блока в капитальным jiwuns “	-
предполагаются ремонтные работы, требу ю-
„„„ тѵпбины Расхолаживание туроиьы про-
™ глубокой разгрузки блока при плавном
гемпературы свежего пара и температуры
в соответствии
с графиком-заданием (рис. 1610).
Технология останова туро-іны с расходах
обеспечивает па завершающей РЖ’''
1 расхолаживанием
•время простоя его
турбоагрегата мо¬
щные' операции, кото-
іое, безаварийное осу-
згоѵжения и останова
сбросная схема блока и папонрнсмяь
аотсатора позволяют производить ах р
оасуотажнвастя турбоагрегата.
‘ Останов блока с принудительныя
оборудования значительно сокращает
^Пере.а предстоящим остановом _
обходимо выполнить .подготовит!
рыс должны обеспечить нормаль
ществлеине заданного режима р
,урС„ш „ „рлую „ерсль «лег X™
' анис резервного и аварийного мливиш
гивание стопорных л регулирующих кла-
г.Тг'ѵотт.-ігая’.гис задвижек перед блоками
-У. пяплвых и водяных клапанов ьыиг, іл
<опденсатор;
іярсіпртемных ^устройствах
же Тегирующих к п<™яаюшнх кштродьно-и^-
ригёіпдал приборов турбоустаиовкп.
При плановом останове турбины отключе¬
ние генератора от сети производится после
закрытия стопорных и регулирующих клана-
’=.вв при условии, ..то ио ..оказан,™
приборов на генераторе пет вырабатываемой
МОІеГ случае если после закрытия стопорных
и регулирующих клапанов парораспределения
и Р промітёрегрева генератор вырабатывает
мощность, необходимо разгрузить Ч'Р^Р'с-
гат до холостого хода плотным закрытие
главных паровых задвижек перед клапаиал,
парораспределения, - —я™ т. , .
всех трубопровода:,
^^Гпогг’ь^рЙрещаотся отклкще-
H"eS?6aS;a^Kopr™HM Симмет-
рнчным КОТЛОМ перед ^ключение^^РХ
па от сети должны быть также закрыты за
движки на паропроводах промперегрсва пе¬
ред блоками клапанов промиерегрева.
' При необходимости снятия кривой выоега
ротора турбины следует поддерживать давле¬
а также арматуры я а
ио которым возможно
ЦСД или ЦНД
228

ние в конденсаторе турбины на уровне 4—
10 кПа и постоянную температуру масла пос¬
ле маслоохладителей то полного останова
ротора.
Сразу после останова ротора турбины не¬
обходимо -перейти на -вращение ротора тур¬
боагрегата валоповоротным устройством.
При останове турбоагрегата на период до
4 ч целесообразно во время останова поддер¬
живать давление в конденсаторе на уровне
15,0—28 кПа, подавая на концевые уплотне¬
ния ЦВД и ЦСД лар с температурой 320—
350°С.
При останове турбины без расхолажива¬
ния непрерывное вращение ротора турбины
валоповоротным устройством необходимо про¬
изводить в течение 36 ч после останова, после
чего следует производить периодическое про¬
ворачивание ротора турбины на 180° через
каждые 30 мип. Проворачивание ротора раз¬
решается прекратить при температуре наруж¬
ного корпуса ЦВД в районе паровпуска ни¬
же 200°С.‘
После прекращения проворачивания рото¬
ров турбины ©алолоборотным устройством не¬
обходимо -продолжать непрерывную подачу
масла на охлаждение подшипников турбоаг¬
регата до понижения температуры паровпуск¬
ной части наружного корпуса ЦБД до 150оС.
Операции -по открытию дренажей и проду¬
вок из турбины и трубопроводов во время
останова турбоагрегата должны .предотвра¬
щать скопление дренажа в указанных поло¬
стях и пе допускать неравномерного захола¬
живания отдельных элементов турбоуста¬
новки.
Дренажи из трубопроводов 1—IV отборов
до обратных клапанов, а также -продувки па¬
роприемных камер блоков -высокого и средне¬
го давления и перепускных труб ЦВД необ¬
ходимо открыть спустя §6—40"ч после оста¬
нова турбины
Дренажи из корпусов ЦВД и ЦСД и про¬
дувочные линии из паропроводов свежего па¬
ра перед главными паровыми задвижками
разрешается открыть после достижения тем¬
пературы .металла паровпускных частей ЦБД,
ЦСД и паропроводов свежего пара ниже
200°С.
Остальные дренажи и продувки турбоуста-
повки должны быть открыты сразу после
рртанова турбоагрегата.
Аварийный останов турбоагрегата произ¬
водится^ в случае нарушения нормальной ра¬
боты оборудования, которое создает угрозу
бесперебойной работе турбоагрегата, его со¬
хранности или безопасности обслуживания.
При возникновении аварийного положе¬
ния обслуживающий -персонал обязан контро¬
лировать срабатывание’зашит и блокировок,
нс вмешиваясь в их работу, а в случае их от¬
каза выполнять необходимые операции вруч¬
ную.
Аварийные остановы турбоагрегата про¬
изводятся как со срывом вакуума в конден¬
саторе турбины, так и без срыва вакуума.
Срыв вакуума в конденсаторе осуществ¬
ляется путем подачи воздуха в конденсатор
турбины через специальный вентиль и пре¬
кращения отсоса воздуха из конденсатора ос¬
новными эжекторами.
Срыв вакуума в конденсаторе производит¬
ся автоматически при срабатывании защит,
вызывающих останов турбоагрегата со сры¬
вом вакуума, или персоналом после закрытая
стопорных и регулирующих клапанов турби¬
ны и отключения генератора от сети.
Цель срыва вакуума — уменьшение време¬
ни выбега ротора турбоагрегата за счет- рез¬
кого повышения потерь на трение и вентиля¬
цию. Останов турбины со срывом вакуума в
конденсаторе производится в тех случаях,
когда длительное вращение турбоагрегата
может способствовать дальнейшему увеличе¬
нию числа аварий.
К ситуациям, в которых необходимо про¬
изводить аварийный останов турбины со сры¬
вом вакуума, относятся-
повышение частоты вращения ротора тур¬
бины сверх предела уставки срабатывания
автомата безопасности (выше 56 с-1);
внезапное повышение вибрации турбоаг¬
регата на 30 мкм,
недопустимый осевой сдвиг ротора;
недопустимое падение давления масла в
системе смазки или недопустимое снижение
уровня масла в масляном баке;
гидравлические удары в турбине или па¬
ропроводах,
явно слышимые металлические звуки и
необычные шумы внутри турбины;
появление искр или дыма из подшипников
или концевых уплотнений;
внезапное повышение температуры масла
па выходе из любого подщипника сверх 75°С
или температуры баббита любой из колодок
упорного подшипника или вкладышей опор¬
ных подшипников свыше 100°С;
воспламенение масла на турбине и невоз¬
можность немедленно ликвидировать пожар;
разрывы паропроводов свежего пара, пара
лромпёрегрева, отборов, трубопроводов основ¬
ного конденсата, питательной воды, маслопро¬
водов н невозможность отключения повреж¬
денного участка.
Аварийные остановы турбины без срыва
вакуума производятся:
при недопустимом снижении вакуума в
конденсаторе;
при относительном положении роторов,
229

превышающем допустимые пределы, пргг до
стижениіі разности температур верхних
и нижних образующих корпус ЦВД
или ЦСД более 35°С;
при работе турбины -с недопустимыми па¬
раметрами свежего пара или пара после
иромперегрева,
при невозможности устранить появившие¬
ся течи масла по истечении 2 мин работы ге¬
нератора в моторном режиме;
при закрытии какого-либо стопорного кла-
папа высокою или среднего давления при ею
расхолаживании и не пост® откры¬
тия в течение 10 мил.
Действия обслуживающего персонала пос¬
ле аварийного останова турбины должны быть
направлены на выяснение причины останова
турбоагрегата, обследование состояния обо¬
рудования и на подготовку турбоагрегата и
блока к пуску.
Опыт проведения ремонтных работ на
электростанциях показал, что при необходи¬
мости проведения срочных работ после оста¬
нова турбины допускается прекращение по¬
дачи масла на подшипники турбины {с одно¬
временным прекращением вращения ротора
турбоагрегата валоповоротным устройством)
при температуре внешнего корпуса ЦВД не
более 400°С на время не более" 5 мин. При
температуре внешнего корпуса ЦВД 300°С
указанная операция допускается продолжи¬
тельностью 20 мин.
При этом необходимо осуществлять конт¬
роль за температурой баббита подшипников
турбины, которая не должна превышать 90'С,
и за величиной прогиба ротора ЦВД в райо¬
не импульсного насоса системы регулирова¬
ния и ротора ЦСД в районе третьего подшип¬
ника по приборам эксцентриситета пли с по¬
мощью индикаторов.
Максимально допустимый прогиб консолп
роторов высокого и среднего давления во вре¬
мя останова и при вращении валоповоротным
устройством не должен превышать 0.08 мм
(биение 0,16 мм) и 0,12 мм (биение 0,24 мм)
для роторов ЦВД и ЦСД соответственно
После истечения допустимого времени
останова и включении подачи масла необхо¬
димо повернуть ротор па 180° и выдержать в
этом положении до исчезновения прогиба,
после чего включить валоповоротпое устрой¬
ство
Если в тсчепие разрешенной продолжи¬
тельности останова ротора без проворачива¬
ния появился его прогиб, то необходимо вра¬
щать ротор валоповоротным устройством,
контролируя биение ротора. При наличии
биения ротора необходимо ею выправлять,
кратковременно останавливая в таком поло-
230
женин, чтобы выпуклая часть ротора нахо¬
дилась вверху
Прогиб ротора должен тщательно контро¬
лироваться пр г необходимости пуска турби¬
ны даже после кратковременного останова.
Пуск турбнлы с биением ротора высокого или
среднею давления более 0,05 мм недопустим,
так как это может привести к остаточному?
прогибу ротора.
16.8.	СБРОСЫ И НАБРОСЬ! ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЬАіріЗУи »-А ТУРБОГЕЙІРАТОРЕ
При работе турбоагрегата под нагрузкой
возможны случаи сбросов и набросов элект¬
рической нагрузки При частичном сбросе
электрической нагрузки, не сопровождающем¬
ся отключением генератора от сети, обслужи¬
вающему персоналу; следует выяснить причи¬
ну сброса нагрузки и принять меры к ее вос¬
становлению Необходимо также произвести
проверку работы турбоагрегата по всем конт¬
рольным показателям, которые не должны
выходить за допустимые пределы.
При полном сбросе электрической нагрузки,
сопровождающемся отключением геператора
от сети, обслуживающий персонал обязан
убедиться в том, что система рсіулпрования
турбины предотвратила недопустимое повы¬
шение частоты вращения ротора, и при необ¬
ходимости вручную установить частоту
вращения ротора равную 50 с-1. Проверить
срабатывание соответствующих защит, блоки¬
ровок и переключений по переводу турбоагре¬
гата и блока в целом па режим холостого хо¬
да. В случае какого-либо нарушения или от¬
каза в действии автоматических блокировок
или переключений обслуживающий персонал
обязан выполнить необходимые операции
вручную
При работе турбины на холостом ходу
должна быть произведена проверка работы
турбоустановки по всем контрольным показа¬
телям и подготовка генератора к синхрониза¬
ции и вклю іеппю его в сеть
При этом допустимая продолжительность
работы турбины на холостом ходу после пол
пою сброса электрической нагрузки с отклю¬
чением генератора от сети составляет 10—
15 мин (при паірузке собственных нужд 1 ч).
По истечении указанного времени при невоз¬
можности включения генератора в сеть и наг¬
ружения турбины нс менее чем до 100 МВт
турбина должна быть остановлена.
В случае, если при сбросе электрической
нагрузки с отключением -генератора от сети
система регулирования турбины пе предот¬
вратила срабатывания автоматов безопасно¬
сти, обслуживающему персоналу необходимо
немедленно произвести ’Проверку закрытия
всех стопорных п регулирующих клапанов
■турбины и главных- паровых задвижек, а так-
зке срабатывания защит и блокировок по пол¬
ному останову блока При этом повторный
пуск турбины допускается только noc.ro устра¬
нения неисправности в системе регулирова¬
ния, вызвавшей неудержанно турбины на ча¬
стоте вращения холостого хода.
Во всех случаях наброса паірузки следует
проверить, изменялись ли соответствен но по¬
казания приборов мощности и давления в ка¬
мере per улирующей ступени, а также положе¬
ния регулирующих клапанов п частоту сети,
произвести осмотр всего оборудования "турбо¬
установки -и убедиться в нормальной его ра¬
боте.
Глава семнадцатая
ОБСЛУЖИВАНИЕ ТУРБОАГРЕГАТА ПРИ РАБОТЕ ПОД НАГРУЗКОЙ
^І7Л. НАБЛЮДЕНИЕ И УХОД ЗА РАБОТАЮЩЕЙ
ТУРБИНОЙ
Во время нормальной эксплуатации турбо¬
агрегата основной задачей обслуживающего
персонала является обеспечение заданной на¬
грузки турбины при надежной и экономичной
работе как отдельных систем, так и тѵрбо-
установки в целом. Турбинное оборудование
должно работать с включенными автоматиче¬
скими регуляторами, защитами и блокиров¬
ками. Контрольные показатели работы турби¬
ны не должны превышать предел значе¬
ний, указанных в табл. 16.1.
При работе турбоагрегата оперативный
персонал обязан
производить регулярно осмотр всего обо¬
рудования;
записывать периодически показания кон¬
трольно-измерительных приборов;
контролировать работу отдельных систем
и узлов турбоагрегата,
следить за исправностью системы регули¬
рования, защиты и блокировок турбоагрегата,
устройств автоматического регулирования и
дистанционного управления и контрольно-из¬
мерительных приборов и не допускать их от¬
ключения в период работы турбины;
контролировать правильность показаний
чиста пционных указателей положения орга¬
нов регулирования и защиты;
производить б соответствии с требования¬
ми инструкции по эксплуатации турбины "рас-
хажпвапие стопорных и регулирующих клапа¬
нов турбины, управляющих золотнпков и да¬
ровых задвижек;
периодически вводить в работу резервное
технологическое оборудование и проверять его
работу при номинальной пагрузке.
При обнаружения каких-либо неисправно¬
стей в работе оборудования и отклонения по¬
казаний приборов от нормальных величин
-необходимо немедленно выявить и устранить
■вызвавшие их причины.
Работа турбоагрегата в условиях эксплуа¬
тации неизбежно связана с' изменением фак¬
торов, определяющих режим ее работы. Воз¬
можны несоблюдения расчетных параметров
свежего пара и пара промпереі рева, давления
отработавшего пара, частоты вращения рото¬
ра, различные отклонения в схеме регенера¬
тивного подогрева п т воды оа оп¬
тимальных условий.
При установившемся режиме работы тур¬
бины допустимое изменение большинства
этих факторов, таких как параметры свежего
пара и пара промперегрева, вакуум в конден¬
саторе, частота вращения ротора и др. нахо¬
дится в относительно небольших пределах.
Такие же, как электрическая нагрузка на
турбогенераторе и расход пара па
турбину, в любой <момент эксплуатации тур¬
бины могут изменяться в пределах, обуслов¬
ленных максимальной нагрузкой и холостым
ходом.
Отклонения условий работы турбины в до¬
пустимых пределах не вызывают" опасений за
надежность турбоагрегата Однако в случае
ухудшения основных параметров имеет место
снижение экономичности турбоустановки, при¬
водящее в условиях длительной эксплуатации
к значительным пережогам топлива
Для обеспечения безопасности работы
оборудования в стационарных и переходных
режимах эксплуатационный персопал осо¬
бенно внимательно должен контролировать
электрическую нагрузку турбоагрегата,
■параметры свежего пара и этара промпе-
рсгрева,
вибрацию турбоагрегата;
давление пара в контрольных точках про¬
точной части,
давлепие в конденсаторе,
осевой сдвиг ротора в упорном подшип¬
нике,
ц(2дІ!О<^щ^Ное РасшиРеиие роторов ЦВД,
равномерность -температурного -состояния
корпусов турбины;
23 I

температуру баббита упорного и опорных
подшипников;
работу .маслосистемы, системы регулиро¬
вания, зашиты и блокировки;
работу регенеративной системы.
Для достижения максимальной экономич¬
ности турбоустановки, снижения удельного
расхода топлива на производство электро¬
энергии необходимо обеспечивать-
расчетные параметры свежего пара и па¬
ра промперегрева,
расчетное давление пара в конденсаторе
в зависимости от температуры охлаждающей
воды и расхота пара па турбину;
минимальное переохлаждение конденсата
в конденсаторе,
оптимальный .режим работы схемы регене¬
ративного подогрева питательной воды;
минимальную величину добавки химиче¬
ски обессоленной воды в цикл.
Во всех случаях возникновения нарушений
в работе турбоустановки обслуживающий
персонал обязан принять все меры к восста¬
новлению нормальных условий работы обору¬
дования и при необходимости выполнить вес
операции ио изменению электрической нагруз¬
ки, регулированию параметров свежего пара
и пара иромперегрева или по работе отдель¬
ных систем, устройств и узлов турбоагрегата.
17.2. ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ
ПАРАМЕТРОВ ПАРА НА РАБОТУ ТУРБИНЫ
По данным тепловых -испытаний, прове¬
денных Южтсхэперго на турбинах К-300-240-2,
удельный расход теплоты брутто, отнесен¬
ный к сумме мощности на клеммах генерато¬
ра и -внутренней мощности зіриводной турби¬
ны питательного насоса при параметрах све¬
жего пара перед блоками парораспределения
рГ|=23,5 МПа и £о=56ОсС, температуре пара
перед блоками клапанов промперегрева ^пп=
=565°С, потере в тракте иромперегрева
Дрпп = 10%, температуре охлаждающей воды
на входе в конденсатор #І==12°С и ее коли¬
честве 1^=34805 м3/ч, полностью включен¬
ной регенерации -по проектной схеме, количе¬
стве питательной воды, равной расходу пара
па турбину при нагрузке 300 МВт, составляет
7683” кДж/(кВт• ч) [1835 ккал/(кВт-ч)].
При выполнении на ГРЭС рекомендаций
ХТГЗ по повышению температуры питатель¬
ной -воды до 276°С за счет переноса первого
отбора за 8-ю ступень ЦВД удельный расход
тепла при прочих равных условиях .равен
7658 кДж/(кВт-ч) [1829 ккал/(кВт-ч)].
Для обеспечения экономичной работы тур-
боагрегата необходимо поддерживать перед
турбиной заданные параметры свежего пара
и пара промперегрева.
23 2
На рис. 17.1 приведены график относитель¬
ного изменения удельного расхода тепла при
изменении давления свежего пара, темпера¬
туры свежего пара и темпера гуры пара пром¬
перегрева, составленные по результатам ис¬
пытаний турбин на электростанциях [3].
Изменение удельного расхода тепла при
изменении температуры свежего -пара и пара
промперегрева даны для принятых в настоя¬
щее время в эксплуатации начальных значе¬
ний 540е'С и t,.. п=540~С.
Поправки даны при постоянной мощности
на клеммах генератора.
Допустима длительная работа турбины
при следующих отклонениях параметров па¬
ра от номинальных:
давления свежего пара от 23,0 до
24,0 МПа;
температуры свежего пара от 530 до 565°С;
температуры пара промперегрсва от 530 до-
570°С.
При установившемся режиме работы коле¬
бания температуры свежего пара -и пара пром¬
перегрева допустимы не более —5°, —Ю°С
Изменения температуры лара в указанных
пределах со скоростью более 0,5°С/мин недо¬
пустимы в связи с возможностью возникно¬
вения повышенных термических напряжений
в паровпускных узлах турбины и превышения
допустимых относительных .перемещений ро¬
торов.
При повышении давления свежего пара от
24,1 до 24,5 МПа или температуры от 566 до
570°С или при повышении температуры пара
после промперегрева от 571 до 575°С разре¬
шается работа турбины не более 30 мин еди¬
новременно. При этом суммарная продолжи¬
тельность работы турбины при указанных па¬
раметрах не должна превышать 200 ч в году..
При дальнейшем повышении параметров пара
турбина должна быть остановлена.
При плавном (со скоростью нс более
0.5°С/мин) снижении температуры свежего
лара до 500°С, при неизменной температуре
пара после промперегрева специальной раз¬
грузки турбины не требуется. При дальней¬
шем снижении температуры свежего пара (до
температуры 490°С), свидетельствующем о
серьезных нарушениях в котлоагрегате, ко¬
торые могут привести к забросу воды в про¬
точную часть гурбины, блок должен быть ос¬
тановлен.
По условиям непрсвышения максимально
допустимой влажности пара перед последней
ступенью ЦНД максимально допустимая тем¬
пература пара перед ЦСД при 100%-ной на¬
грузке составляет 530°С. При установившей¬
ся нагрузке 210 МВт и ппжс максимально,
допустимая температура пара после промпе¬
регрева 525°С. При более низких темцерату-

pax пара после иромперегрева разрешается
работать только в режимах нагрузки или раз-
гружения турбоагрегата при пусках и оста¬
новах. Температура пара после иромперегрева
в этих режимах в зависимости от нагрузки
не должна быть ниже температуры, указан¬
ной в графиках-заданиях.
Необходимо сохранять номинальные пара¬
метры свежего пара и поминальную темпера¬
туру пара^иромперегрева при длительной ра¬
боте турбины при частичных нагрузках, а
также при частичных или полных сбросах на¬
грузки
Для контроля за состоянием проточной
части турбины и, в частности, за заносом ее
примесями водного теплоносителя необходимо
следить за давлением пара в камере регули¬
рующей ступеци и в отборах пара на регене¬
рацию проверенными и отпарированными ма¬
нометрами.
Экспериментально полученные значения
давления в контрольных точках в зависимос¬
ти от, расхода свежего пара на турбину при
чистой проточной части, полностью включен¬
ной регенеративной установке по проектной
схемес при р0=23,5 МПа,. іо=540°С, £ПІ,=
—540°С, при расходе питательной воды, рав¬
ном расходу свежего пара на турбину (Gn3—
=А), температурах питательной воды /ПІ1
за подогревателями высокого давления и ос¬
новного конденсата іо к за подогревателями
низкого давления по графику рис. 17 5 пред¬
ставлены на рис. 17 2.
Максимально допустимые давления лара в
камере регулпрующей ступени и в камерах
отборов ЦВД, ЦСД :и ЦНД приведены в
табл. 17.1.
При превышении давления в контрольных
точках сверх допустимых значений необходи¬
мо провести промывку проточной части тур¬
бины.
Если после промывки проточной части
давление пара в какой-либо контрольной ка¬
рие 17 2. Графики абсолютного давления пара в каме
ре регулирующей ступени н в камерах отборов в зависи¬
мости от расхода свслего пара на турбину при чистой'

Максимально дэпустімые абсолютный значения давления пара в контрольных точках
проточной части турбины, МПа (кгс см2) (при гарантийных условиях)
Место замера інн..*е*
Мошікх
ь турбины, МВт
320	j	300
250
230
К.0
Камера регу іиргго-
щей ступени
Отбор
1І
Ш
IV
VI
VII
ѴІН
IX
18,34(187)
6,01(61 3)
4,2703,5)
1,68(17.1)
0,74(7,5)
0,45 4,6)
0,27(2,8)
0.15(1,5)
0.07(0,73)
0,03(0 31)
17,40(177,4)
5,59(57)
3,96(40,4)
1.54(15,7)
0,68(6,9)
0,41(1,2)
0.25(2,5)
0,14(1,4)
0,07(0,71)
0,03(0 29)
13,98(142,5)
4,53(46,2)
3,23(32,9)
1,24(12,6)
0,55(5,6)
0.34(3,5)
0,20(2,1)
0,11(1.1)
0,05(0,55)
0,02(0,22)
10,87(110,8)
3 57(36,4)
2 54(25,9)
1,02(10,4)
0.41(4,2)
0,28(2.9)
0,17(1,7)
0,10(1,0)
0,05(0.4)
0,02(0,2)
8,24(84,0)
2,71(27,6)
1,89(19,3)
0,76(7,7)
0,34(3,5)
0,22(2.2)
0,13(1,3)
0.07(0,74)
0,04(0.36)
0,01(0.16)
мере, остается выше допустимого, необходимо
произвести вкрытие турбины для проверки ее
проточной части, а при необходимости и ме¬
ханической чистки
1IJ. КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ СИСТЕМЫ
РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ
Надежная работа системы регулирования,
зашиты и блокировок турбоагрегата обеспе¬
чивается постоянным наблюдением за ее ра¬
ботой, периодической проверкой действия ре¬
гулирования зашиты л блокировок, регуляр¬
ной регистрацией некоторых се параметров,
расхаживанием стопорных и регулирующих
клапанов и анализом полученных данных
Нормально регулирующие клапаны турби¬
ны должны управляться регулятором скорос¬
ти Регулятор давления свежего пара «до се¬
бя» должен находиться в стерегущем режи¬
ме, т е вступать в работу только при сниже¬
нии давления свежего пара. В любых режи¬
мах главные сервомоторы не должны нахо¬
диться на упорах.
Необходимо также регулярно производить
проверку предохранительных клапанов блока
к следить за исправностью быстродействую¬
щей редукционно-охладительной установки
Проверчу действия автомата безопасности
и системы защиты турбины с повышением
частоты вращения ротора более чем на 50 с-1
разрешается производить только после раз¬
борки автомата безопасности или системы
защиты, перед испытанием турбоагрегата
на сброс нагрузки и после длительного
простоя
При пуске турбины после монтажа, капи¬
тального или текущего ремонта, при котором
выполнялась разборка стопорных пли регули¬
рующих клапанов, должна производиться
раздельная проверка плотности стопорных и
231
регулирующих клапанов высокого давления н
промперегрева
Плотность клапанов высокого давления
проверяется при давлении свежего пара
7,85 .МПа и его температуре 400°С. Проверка
плотности клапанов промперегрсва произво¬
дится при давлении пара перед закрытыми
клапанами промперегрсва 1,96 МПа.
После монтажа турбоагрегата или ремон¬
та системы регулирования должны быть сия
ты характеристики частота вращения рото¬
ра- положение сервомоторов — зависимость
перемещения сервомоторов от частоты враще¬
ния ротора при различных положениях син¬
хронизатора и положение сервомоторов — на¬
грузка нагрузочная характеристика. Сня¬
тие характеристики частота вращения рото¬
ра — положение сервомоторов производится
на холостом ходу Характеристика положение
сервомоторов — нагрузка снимается в диапа¬
зоне нагрузок от 300 МВт до холостого хода
и от холостого хода то 300 -МВт
17.4. КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ КОНДЕ ЦИОННОЙ
УСТАНОВКИ
Одним -из средств достижения высокого
термического к и д турбинной установки яв¬
ляется понижение давления пара за послед¬
ней ступенью турбины. По мерс снижения
конечного давления пара возрастает распола¬
гаемый тепловой перепад в цикле В резуль¬
тате увеличивается внутренняя мощность тур¬
бины с соответствующим повышением терми¬
ческого к. и д. Низкое абсолютное давление
(разрежение) за турбиной создается вследст¬
вие конденсации пара в конденсаторе
Неполадки и неисправности в работе кон¬
денсационного устройства являются одной
из основных причин неэкономичной работы
турбинной установки, перерасхода пара и
топлива на выработку электроэнергии.

Экспериментально полученный график 13]
поправок к мощности гурбпцы на давление
отработавшего пара приведен па рпс. 17.3 В
области, оіраниченной прямыми I— I и II—II,
зависимость изменения мощности турбины
ирп изменении давления отработавшего пара
близка к линейной и прп изменении давления
в конденсаторе на ±1,00 кПа составляет
z=3405 кВт
Прп ухудшении вакуума в конденсаторе
из-за уменьшения объемного пропуска пара
(оѴ) через последние ступени ЦНД возника¬
ет существенно нестационарный характер те¬
чения в ступени, приводящий к повышенным
динамическим нагрузкам на рабочие лопатки
последних ступеней
Для предотвращения появления недопу¬
стимых динамических напряжений в рабочих
лопатках последних ступеней повышение час¬
тоты вращения ротора до 50 с-1 при пуске
турбины, а также работа турбоагрегата па
режимах от холостого хода до нагруз¬
ки 100 МВт разрешается только при
дав юнии в конденсаторе не выше 6,665 кПа
(0,068 кгс/см2), причем допустимое время ра¬
боты турбины па этих режимах ограничено.
С этой же целью не следует производить раз¬
грузку турбины при повышении давления
в конденсаторе (например, из-за ухудшения
воздушной плотности конденсатора или пир
кудяционного водоснабжения), поскольку спи-
- -У
Z^Z
zT
1
/
/А'/
^///
L
/А/.
f/J-/
Г//2
700 ТА
350
BOO .
550
500
—
iff/
'///
ЫО
350
300 _
250 п
ZOO
к
512 Р„,
Рцг-Заыеішс В камере Ш
1 отбора МПа
кПа
Рис 17 3 График поправки к мощности іѵ.рбпны па
давление отработавшего пара
ПЧІІЦ — Ргсход пара
часть низкого данления
жсиие расхода пара при уменьшении удель¬
ного объема пара за ступенью может приве¬
сти к недопустимому снижению объемного
пропуска пара через ступень со всеми сопро¬
вождающими этот режим осложнениями.
Повышение давления в конденсаторе уве¬
личивав’ температуру выхлопных патрубков,
что может вызвать их деформацию, потерю
вагуумпой плотное ги, расцентровкѵ турбоаг¬
регата и появление недопустимой вибрации
Абсолютное давление в конденсаторе рг, кПа, опре
деляется хак разнос іъ показаний барометра В и пакт ум-
метра Н подключенного к конденсатору,
Рг=В-Н	(171)
При определении абсолютного давленші в коіітеііса-
торе і, показаниям барометра и вакуумметра необходи¬
мо взот’іть соответствующее -поправки на температуру
сто.іба ртути капиллярность, діа шкалу и др
Разрежение в кокдснсаіоре может быть также вы¬
ражено в процентах о г барометрического давлении
!	1С0%.
(17 2)
Абсолклжое давление насыщенного отработавшего
пара -в конденсаторе р2 однозначно определяется как
функция температуры насыщении г2Е
р2=Ф(г8и)	(17.3)
В свою очередь температура насыщения отработав¬
шего пара в конденсаторе, равная
<8н=/ів+Ді+бг,	(17 4)
зависит от температуры охлаждающей воды перед ®хо
дом в конденсатор fIE, от нагрева охлаждающей воды
в иоадежаторе Ді к от температурного напора Ы Сле-
товательйо
&i, 6f)
(17-5)
Абсо.пот юс давление в -конденсаторе ps и темпера¬
тура лара i'so будут тем меньше, чем меньше а отдель¬
ности каждое считаемое в формуле (17 4) [27J
Начальная температура охлаждающей воды tle за¬
висит от атмосферных п климатических условий Нагрев
охлаждающей воды А/ и температурный напор 5/ зави¬
сят от расхода -пара па конденсатор d„, расхода и тем¬
пературы охлаждающей волы ® п і|Е, а тахже от плот¬
ности вакуумк темы загрязнение трѵбрк конден-
При работе конденсационной установки
необходимо периодически производить изме¬
рение'
разрежения в конденсаторе Н, кПа,
барометрическою давления В, кПа,
температуры охлаждающей воды перед
входом в конденсатор /щ, °C;
температуры охлаждающей воды на выхо¬
де из конденсатора °C,
температуры пара н.а входе в конденсатор
/п, °C;
температуры конденсата на выходе из
конденсатора °C,
давления охлаждающей воды до и после
конденсатора, МПа,
давления пара перед эжекторами, ЛІПа,
235

Рис 17.4. Основные нормативные характеристики коп
депсационной установки турбины К 300-210.
давления в коллекторе отсоса паровоздуш¬
ной смеси из уплотнений, МПа,
давления, МПа, и температуру'пара в кол¬
лекторе подачи пара на уплотнения турби¬
ны, °C.
Кроме того, необходимо регулярно контро¬
лировать содержание кислорода в конденсате
236
и его жесткость, а также производить перио¬
дическую проверку плотности вакуумной си¬
стемы турбинной установки с устранением
присосов воздуха.
Плотность вакуумной системы, содержа¬
ние кислорода в конденсаторе и его солесо-
держание нс должны превышать норм, ука¬
занных в «Правилах технической эксплуата¬
ции электрических станций и сетей» [46].
Критерием плотности вакуумной системы
может служить скорость падения вакуума в
конденсаторе при отключенных основных
эжекторах п 80% номинальной нагрузки
турбины Плотность вакуумной системы счи¬
тается достаточной, если повышение давления
в конденсаторе в этих условиях не превышает
0,26 кПа (2 мм рт. ст )/мгін
Для анализа эксплуатационных показате¬
лей работы конденсационной установки тре¬
буется сравнение основных эксплуатационных
данных конденсационной установки с расчет¬
ными или с нормативными характеристиками,
полученными в результате специальных про¬
мышленных испытаний.
Основные нормативные характеристики
конденсационной установки Турбины
К-300-240 p2=f(dK, іТв); M=f(dK, w); 6/=
=f(dK, полученные в результате специ¬
альных испытаний конденсационной установ¬
ки на электростанции [3], приведены на
рис !74, где р2 — абсолютное давление пара
в конденсаторе, кПа; dK — расход пара па
конденсатор, т/ч; іи — температура охлаж¬
дающей воды перед входом в конденсатор, °C,
і2е — температура охлаждающей воды на вы¬
ходе из конденсатора, °C; Аі=І2в—its — на¬
грев воды в конденсаторе, °C; w — расход
охлаждающей воды, м8/ч; бі—іги—І2в— тем¬
пературный напор на выходе охлаждающей
воты из конденсатора, °C, і2п — температура
насыщения при давления р%, °C.
При повышении нагрева охлаждающей
воды в конденсаторе Ді, который при номи¬
нальной нагрузке турбины должен быть ра¬
вен 8—9°С, необходимо проверить полное от¬
крытие задвижек на трубопроводах циркуля¬
ционной воды, исправность циркуляционных
насосов и, если нужно, включить в работу ре¬
зервный насос циркуляционной системы При¬
чиной повышения нагрева воды в конденсато¬
ре может быть также засорение тракта пода¬
чи охлаждающей воды к конденсатору, срыв
или ухудшение сифона па с. гиеной липни кон¬
денсатора.
Повышение температурного напора б/
указывает на снижение коэффициента тепло¬
передачи конденсатора, которое является
следствием загрязнения трубок конденсатора
или увеличенных присосов воздуха в вакуум¬
ную систему турбины. Увеличенные присосы
воздуха в вакуумную систему ухудшают так¬
же условия работы эжекторов.
График поправок к мощности турбины
К-300-240 на давление отработавшего пара
приведен па рпс. 17.3
При работе турбины также необходимо
контролировать уровень конденсата в конден¬
саторе, работу эжекторов и конденсатных на¬
сосов, систему регулирования уровня и рецир¬
куляции конденсата, солесодержанис конден¬
сата. Повышение солссодержанпя сверх уста¬
новленных норм свидетельствует о появлении
неплотнрети в трубной системе.
Предельно допустимые параметры пара
перед эжекторами — давление 0,98 МПа, тем¬
пература 200°С; минимальное расчетное да¬
вление пара перед эжекторами 0,49 МПа.
Выброс воды в воронку при установив¬
шемся режиме работы эжекторов, нормаль¬
ном давлении рабочего пара и полностью от¬
крытых вентилях на линиях дренажа из гид¬
равлического затвора И ступени эжектора
свидетельствует о появлении неплотностей в
трубной системе охладителя эжектора или на¬
рушении елпва дренажа в конденсатор
Выход паровоздушной смеси высокой тем¬
пературы из воздушного выхлопного патрубка
эжектора и заметное повышение температур
охлаждающего конденсата на выходе из
эжекторов свидетельствуют о недостаточном
расходе охлаждающего конденсата через хо¬
лодильники эжектора.
Для чистки трубок кончепсатора и устра¬
нения неплотностей в трубной системе раз¬
решается работа турбины на одной половине
конденсатора при нагрузке не более 50% но¬
минальной-
Температура конденсата в конденсаторе
может быть ниже температуры пара в вы¬
хлопном патрубке на 1—2°С Более низкая
температура конденсата свидетельствует ли¬
бо о затоплении трубок конденсатора, либо о
значительных присосах воздуха. При сниже¬
нии расхода пара на конденсатор dK темпе¬
ратура конденсата снижается.
17.5. КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ МАСЛЯНОЙ СИСТЕМЫ
Как уже отмечалось в гл 14, масляная система тур¬
боагрегата предназначена для лолачи масла к подшип¬
никам турбины, генератора, питательных пасосов с тур¬
бо- г; эиектрспріі водом, к гидромуфте пита тельного на¬
соса с электроприводом и на уптотпетие вала
генератора Падежная я безотказная работа масляной
системы в значительной степени определяет безаварій¬
ную работу энергоблока
Нормальное снабжение маслом масляной системы
обеснечизается одним масляным пасосом с электродви¬
гателем переменного тока Включение резервного мас¬
ляного насоса с электродвигателем переменною тока
и аварийных масляных насосов с электродам ателями
постоянного тока производится автоматически во им¬
пульсу or реле давлений при саижении давления масла
в'системе смазки до установленною предела и от то¬
кового реле, включающего в работч резервный н ава¬
рийные масляные насосы при исчезновении тока а об¬
мотках элсктродзигателя работающего масляного
В случае прекращения по различным причинам по¬
ступления масла -в систему смазки безаварийный оста¬
нов турбоагрегат осуществляется за счет поступления
масла к подшипникам турбины из аварийных масляных
бачкоз, размещенных п крышках подшипников ЦВД и
ЦСД іі установленных па выхлопных патрубках ЦНД.
Надежная работа масляной системы обес¬
печивается постоянным наблюдением за ее
работой, периодической проверкой блокиро¬
вок по включениям резервного и аварийных
масляных насосов, регулярной регистрацией
параметров масляной системы и анализом по-
дучеппых данных
Схема включения реле давления масла в
масляной системе позволяет производить
опробование реле при работающей турбине,
не снижая давления масла в масляной систе¬
ме и не понижая уровень надежности со ра¬
боты.
При работе турбоагрегата необходимо
контроли ровать.
давление масла в системе смазки, которое
на отметке обслуживания турбоагрегата
(9 м) должно составлять 0,16—0.18 МПа;
уровень масла в масляном баке. Нор¬
мальному уровню масла в баке соответству¬
ет отметка -[-200 по шкале уровня масла в
баке; минимальному уровню соответствует
отметка 0 и аварийному уровню — отметка —
50 для масляных баков со встроенными мас¬
ляными фильтрами и отметка—100 для мас¬
ляных систем с выносными масляными фильт¬
рами. В масляных баках со встроенными
фильтрами максимально допустимая раз¬
ность уровней между соседними отсеками
масляного бака составляет 100 мм. При пере¬
паде уровней, превышающем указанную вели¬
чину, "необходимо произвести очистку фильт¬
ров" Выемку и очистку фильтров следует про¬
изводить поочередно по одному;
температуру масла после маслоохладите¬
лей и температуру масла, сливающегося из
подшипников. Температура масла после мас¬
лоохладителей должна быть в пределах 40—
45°С. Температура масла, сливающегося ^из
подшипников, не должна быть выше 65 С.
Максимально допустимая температура баббп-
та вкладышей опорных и упорного подшипни¬
ков составляет 90°С,
наличие перелива масла из аварийных
масляных бачков. При отсутствии перелива
масла хотя бы из одного аварийного масля¬
ного бачка работа турбины не разрешается.
Отсутствие перелива масла из аварийного
масляного бачка какого-либо подшипника
свидетельствует о недостаточном поступлении
масла в эту емкость и, следовательно, о воз¬
можной пехва гке масла на смазку данного

слѵ/Кі ть также причиной снижения произво
дягельпоста и напора масляных насосов, по¬
явления пульсаций давлений п отказа вклю¬
чения в работе резервного и аварийных мас¬
ляных насосов
17.6. КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ РЕГЕНЕРАТИВНОЙ
УСТАНОВКИ
Для повышения термодинамического
к. п д. цикла паротурбинная установка имеет
развитую систему регенеративного подогрева
питательной воды. Процесс передачи теплоты
от отбираемого из турбины пара питательной,
воде осуществляется в шести подогревателях
низкого" давления, деаэраторе и грех подогре¬
вателях высокого давления
Для достижения максимальной эффектив¬
ное! іі использования регенеративной установ¬
ки следует добиваться, чтобы во время экс¬
плуатации турбоагрегата в работе находились
всё подогреватели высокого и низкого давле¬
ния, а слив дренажа из подогревателей осу¬
ществлялся по проектной схеме Необходимо
следить за температурным напором в подо¬
гревателях
Температурный напор — разность темпе¬
ратуры насыщения поступающего в данный
подогреватель греющего пара и температуры
питательной воды на выходе из этого же по¬
догревателя—в подогревателях низкого дав¬
ления нс должен превышать 3—5 С Темпера
туриый папор в подогревателях высокого дав¬
ления за счет использования теплоты пере¬
грева пара должен находиться в пределах
0°С - 2°С
На рис 17.5 приведены графики экспери¬
мента іы-іо пол\ ценных значении температуры
конденсата и питательной^ воды в зависимос¬
ти от расхода пара на тѵрбипу.
На рис. 17.6 приведены графики измене¬
ния удельного расхода тепла турбоагрегатом
ион "недогреве питательной воды в подогре¬
вателях высокого и низкого давления до тем¬
ператур в соответствии с графиком рис 17.0,
а также при отключений ПВД.
Увеличение температурного напора в по¬
догревателе свидетельствует о загрязнении
сто трѵбной системы В вакуумных ПНД уве
личсяйс температурного напора может быть
( вызвано завоздушнванием подогрева, етя
. Во избежание недогрева питательной воды в
регенеративных подогревателях должны быть
Г полностью открыты задвижки па паропрово-
т дах из отборов турбины к подогревателям
Температура воды па входе в подогрева
тель должна быть равна температуре воды на
выходе из предшествующего подогревателя.
Появление разницы между этими температу¬
рами свидетельствует о неплотности армату¬
ры на обводных трубопроводах.
л иных
подшипника в случае останова турбоагрегата
ио причине прекращения поступления хіасла
в напорной системы ~
насосов
Необходимо следить за работой водяных .
фильтров. Медленное повышение температу¬
ры масла после маслоохладителей может
быть вызвано засорением маслоохладителей
или водяных фильтров перед ними Повыше¬
ние температуры масла па выходе из мае іо¬
охладителей может быть также обусловлено
недостаточным количеством охлаждающей
воды. Для восстановления охлаждающих спо¬
собностей маслоохладителей масляная систе¬
ма допускает осуществлять промывку водя¬
ных фильтров, а также производить отключе¬
ние тг включение в работу маслоохладителей
при работающей турбине.
Необходимо регулярно производить іа-
лиз масла в масляном баке.
Масло в условиях эксплуатации турбоагре¬
гата постоянно находится иод воздействием
ряда неблагоприятных факторов, таких как
нагрев до высокой температуры, распыленно
и других, которые вызывают старение масла,
г е. изменение его физико-химических
свойств и ухудшение эксплуатационных ка¬
честв, вследствие чего со временем оно ста¬
новится непригодным для эксплуатации
Для вогстаповления качественных показа¬
телей бывших в эксплуатации масел на элект¬
ростанциях применяются различные способы
регенерации, которые подробно описапы в |2oJ.
Основными источниками обводнения мас¬
ла являются утечки пара из концевых уплот¬
нений турбины, пропикающие в картеры под¬
шипников, чему способствует также неболь¬
шое разрежение, создающееся в картерах
вследствие эжектпруюіцею действия сливаю¬
щегося из них масла. Источником обводнения
масла служиі также воздух, проникающий в
масляную систему.
Для" предотвращения обводнения масла
необходимо следить за давлением пара в кол¬
лекторах подачи и отсоса пара из уплотнений
Давление пара в коллекторе подачи пара на
уплотнения не должно быть выше 0,11
6.12 МПа Давление в коллекторе отсоса па¬
ра из уплотнений должно быть равно 95
96 кПа Для предотвращения обводнения
масла необходимо следип. также за тщетно¬
стью маслоохладителей
Элементы конструкции соединительных
мѵфт роторов турбины выполнены с учетом
максимально возможного снижения вентиля¬
ционных потерь, а также уменьшения раз¬
брызгивания масла и циркуляции воздуха в
картерах подшипников.
Наличие растворимого в масле воздуха,
помимо окисления и обводнения масла, может
238

Рис. 17.5 Температура конденсата и питательной воды
при ро—23,5 МПа, fc=540°C, і= п=о40°С, 6'о ,=-£>%
1— в работе дна корпуса котта n ПТН, 2— то же и НЭП 3 —
При работе турбоагрегата необходимо
контролировать уровни конденсата греющего
пара в подогревателях, который должен на¬
ходиться в пределах l/2—*/з высоты водомер¬
ного устройства и поддерживаться на этом
уровне автоматически регуляторами уровня.
Если уровень конденсата греющею пара в
любом из подогревателей выше формального
при полном открытии регулирующего клапана
па отводящем трубопроводе, о свидетельст¬
вует о повышении течи трубной системы подо¬
гревателя. Необходимо отключать неисправ¬
ный подогреватель (группу подогревателей)
в ремонт и соответственно ограничивать на¬
грузку на турбоагрегате.
При отключении одной группы ПВД (при
двухнігточной компоновке ПВД) мощность
турбішы должна быть ограничена 28а МВт,
при отключении обеих групп ПВД (или груп¬
пы ПВД при однониточной компоновке
ПВД) —должна быть не выше 275 МВт. При
отключении ПНД К? 4 и 5 мощность турбины
должна быть ограничена 285 .МВт, при от¬
ключении ПНД К? За и ПНД № 3 или ПНД
N° 2 и ПНД № 1 не должна превышать.
280 МВт.
17,7. ЗАНОС ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ТУРБИНЫ СОЛЯМИ
И ОКИСЛАМИ МЕТАЛЛОВ
Рост единичных мощностей и повышение
начальных параметров пара, а также введе¬
ние ііромперегрсва пара вызвали повышение
требований к качеству питательной воды и.
свежего пара. Правильная организация вод¬
ного режима в значиіелыюй мере определяет
надежность и экономичность работы турбоаг¬
регата. Загрязнение свежего пара, поступаю¬
щего в турбину, обусловливает образование
отложений в проточной части, состоящих из
солей натрия, окислое медп, железа и крем¬
ниевой кислоты
Растворимость примесей в водном тепло¬
носителе зависит от индивидуальных свойств
примесей и от параметров среды Раствори¬
мость различных соединений в перегретом во¬
дяном паре растет с увеличением плотное пт
пара
Так, растворимость кремниевой кисчогы в
водяном паре 8,8 МПа, 400°С составляет око¬
ло 10 мг/кг При возрастании параметров до.
259

23 5 МПа и 56О°С растворимость ее в паре
уветі чпвается примерно в 10 раз.
В процессе расширения пара в турбине по
мерс понижения давления и температуры сни¬
жается и растворимость примесей в паре.
Вследствие этого происходит перенасыщение
пара отдельными примесями, т. е. превыше¬
ние предельной концентрации этих примесей
в парс для данных параметров. При этом пре¬
вышающее растворимость при конкретных
параметрах количество примесей выпадает пз
потока и оседает на соплах и рабочих лопат¬
ках турбины, образуя твердые отложепия.
Образование этих отложений происходит в
проточной части турбины, работающе а пе¬
регретом паре.
В проточной части турбины, работающей
на влажном паре, твердые отложепия не об¬
разуются. Выпадающие из парового раство¬
ра примеси переходят в воду, поскольку раст¬
воримость их в воде во много раз выше, чем
в паре
гіа первых ступенях турбины оседают си¬
ликаты натрия, окислы меди, па последующих
ступенях— вещества, растворимость которых
при параметрах первых ступеней еще доста¬
точно высока. Выпадение примесей из паро¬
вого раствора в твердую фазу может' проис¬
ходить не только непосредственно на поверх¬
ности лопаток и сопл, по и в самом потоке с
последующим оседанием на поверхностях тур¬
бины.
Занос проточной части турбины примеся¬
ми водного теплоносителя приводит к нару¬
шению нормальной эксплуатации и измене¬
нию показателей ее работы. Прежде всего
необходимо отметить понижение надежности
работы турбины. Запое горловых сечений
сопл и рабочих лопаток изменяет степень
реактивности ступеней и приводит к перерас¬
пределению осевых усилий. Согласно расчету
изменение площади горлового сечения рабо¬
чих лопаток ЦВД турбины на 5% приводит
к изменению осевого усилия иа 8—10 тс. Воз¬
растание осевых усилий по сравнению с рас¬
четными может привести к перегрузке п по¬
вреждению упорного подшипника.
В свою очередь, уменьшение проходных
сечений сопл и рабочих лопаток вызывает
повышение давления пара перед залесенным і
соплами при одинаковом расходе пара через
эти ступени. При этом наибольшее влияние
оказывают отложения в первых ступенях тур¬
бины из-за малых проходных сечений Даже
■небольшое уменьшение проходных сечений
первых ступеней приводит к необходимости
ограничивать мощность в связи с возрастани¬
ем давления в камере регулирующей ступени
Согласно расчету уменьшение площади сопл
2 й ступени турбины на 5%, что соответствует
240
толщине слоя отложений 0,8—1,0 мм, повы¬
шает давление в камере регулирующей ступе¬
ни иа 0,69 МПа.
Помимо понижения надежности, ухудше¬
ния условий работы турбины и ограничения
мощности, занос проточной части приводит к
понижению к. п д. турбины из-за изменения
тепловых перепадов по ступеням, а также
увеличения кромочных и профильных потерь.
Таким образом, закритические начальные
параметры свежего пара требуют обеспечения
надлежащего качества о пара и пи -
тельной воды
Современные средства водоподготовки и
правильная организация водного режима
блочных установок в совокупности с различ¬
ными методами химического контроля могут
обеспечить высокое качество питательной во¬
ды и водяного пара ио всему- тракту-. Требова¬
ния к качеству7 водного режима отражены в
нормах качества пара, конденсата, питатель¬
ной и котловой воды, которые приведены в
«Правилах технической эксплуатации элект¬
рических станций и сетей». Правила преду¬
сматривают для блоков на закритические па¬
раметры свежего пара предельные значения
различных примесей в паре перед турбиной и
в питательной воде, приведенные в табл. 17 2.
Опыт эксплуатации показывает, что нару¬
шения установленного нормами водного ре¬
жима приводят к интенсивному-' заносу тур¬
бины окислами железа и меди, кремниевой
кислотой и натриевыми солями.
Для очистки проточной части от заносов
применяются различные методы.
Анализ качественного состава отложений
на лопатках турбины показывает, что отло¬
жения, как правило, в основном состоят из
водорастворимых солей натрия и некоторого
количества нерастворимых солей кремния и
железа. Преобладание водорастворимых со¬
лей в составе отложений позволяет в качестве
основного метода принять промывку влаж-
Таблица 17.2
Нормируемы? показатели
ДЙ
1
Соединение натрия (в пересчете на
Na) не более, мкг/кг
10
10
Кремниевая кислота (в пересчете на
SiO3) не более, мкг/кг
20
20
Соединения железа (в пересчете на Ее)
не более, мкг/кг
И)
10
Соединения меди (в пересчете на Си)
не более, мхг/кг
5
Растворенный кислород после деаэрато¬
ра ire более, мкг/кг
10

і-іым паром при работе турбины под .нагруз¬
кой.
При наличии большого количества водо¬
растворимых компонентов в составе отложе¬
ний во время промывки влажным паром плен¬
ки труднорастворнмых примесей становятся
пористыми II происходит их скалывание с
поверхности сопл и рабочих лопаток.
В тех случаях, когда основную Долю отло
жеігиіі составляют труднорастворимыс в воде
соединения, необходимы специальные присад¬
ки в зависимости от состава отложений.
Следует отметить, что промывка турби¬
ны— крайняя мера борьбы с заносом проточ¬
ной части солями Основным методом умень¬
шения заноса проточной части турбины" отло¬
жениями является строгое соблюдение норм
водного режима блока
_ При подготовке турбоагрегата к промывке проточ¬
ной части додало быть заютовлено не мепес 1 тыс м®
запасного конденсата Сборка схемы трубопроводов
должна обеспечивать возможность сброса загрязненного
конденсата из конденсатора в почпкткп блока обессо¬
ленной. водой. Должна быть проверена работа пароот-
борников пара за котчом (по свежему парт’ и пару
после иромперегрева), после ЦВД турбины и на линиях
конденсата и питательной воды, а также исправность
приборов контроля относительно! о расширения роторов,
осевого сдвига, іемператѵры металла корпусов турбины,
температуры масла и баббита подшипников, параметров
свежего пара и лара после ■пром.персгрева, вакуума
в конденсаторе и вибрации турбоагрегата
При неисправности какого-либо из указанных при¬
боров производить промывку запрещается
Промывку? турбины Можно производить
при пуске из холодного или неостывшего со¬
стояния, а также при останове турбины с
расхо іаживаиием
При пуске турбоагрегата из холодного иля
поостывшего состояния выход на режим про¬
мывки проточной части турбины производится
после включения генератора в сеть и набора
электрической нагрузки 40 МВт. Режим пуска
и нагружения турбоагрегата до нагрузки
40 МВт должен производиться, как и при
обычном* пуске. Далее при постоянной элек¬
трической нагрузке 40 МВт производится сни¬
жение температуры свежего пара и пара пос¬
ле промперегрева перед турбиной до 300°С и
170°С соответственно. Снижение температуры
должно быть произведено в соответствии с
графиком-заданием расхолаживания турбины
(см оис 16.10).
При снижении температуры свежего пара
и пара после промперегрева необходимо тща¬
тельно контролировать снижение температур
по отдельным паропроводам, разность темпе¬
ратур свежего пара и пара после промпере¬
грева не должна превышать Ю°С.
После установления промывочного режима
необходимо приоткрыть вентили др жен
отборов и корпусов ЦВД и ЦСД
В процессе проведения режима расхола¬
живания и промывки должен производиться
тщательный контроль температурного состоя¬
ния турбоагрегата.
Промывка проточной части турбины про¬
изводится до тех пор, пока кремпесолержание
и содержание других примесей в паре за
ЦВД и в конденсате турбины не будут близки
к содержанию их в свежем паре.
По окончании промывки производится вос¬
становление нормальном схемы по конденса¬
ту и осуществляется повышение параметров
и нагрузки в соответствии с графиком-задани¬
ем пуска турбины из неостывшего состояния.
Промывка проточной частп турбины при
останове турбоагрегата с расхолаживанием
производится после разгрузки до 40 МВт и
снижения параметров свежего пара до
5,9 МПа и 30и°С и температуры пара после
промперегрева до 300°С в соответствии с гра¬
фиком-заданием (см рис 16 10).
Глава восемнадцатая
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО, ТЕРМОНАПРЯЖЕННОГО
И ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИНЫ
18.1. ИССЛЕДОВАНИЕ БЛОКА
ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
Система критериев, определяющих допу¬
стимую скорость изменения параметров све¬
жего пара и пара промперсгрева в различ¬
ных режимах, может быть разработана только
на основе данных по термонапряженному со¬
стоянию основных элементов турбины и вели¬
чин относительных перемещений вращающих¬
ся и неподвижных элементов Как правило,
при поддержании температурных напряжений
в допустимых пределах, относительные удли-
16—і 162
нения роторов также не превосходят заданных
величин Решение задачи о допустимых тем¬
пературных напряжениях в элементах конст¬
рукции в общем виде складывается из- опре¬
деления граничных условий теплообмена, ре¬
шения задачи теплопроводности, сводящейся
к определению температурного поля; реше¬
ния задачи термонапряженпого состояния.
Непосредственно к перечисленным зада¬
чам для элементов турбины, работающим в об¬
ласти переменных тепловых воздействий, при¬
мыкает задача расчетов этих элементов па
малоцнклсвѵ ю усталость.
?И

Рос 18 1 С» уси™ термо», » taw парор.ссрщслен.я (цифры Мж» >«Ч» «•««"»>
Определение температурных полей может
производиться как расчетными, так и экспе¬
риментальными методами, а определение тер¬
мических напряжений при сегодняшнем со¬
стоянии измерительной техники — главным
образом расчетом. При измерении температур¬
ных полей, казалось бы, отпадает необходи¬
мость в определении граничных условий тепло-
г бмена.
Однако экспериментальное определение
температурных полей связано с большими за¬
тратами времени и материальными расхода¬
ми. Далеко не всеіда при испытаниях ілоявля
ется возможность исследовать весь интере¬
сующий экспериментатора комплекс режимов
работы турбоустановки Кроме того, опреде¬
ление температурного состояния турбины в
аварийных ситуациях может выполняться
только расчетными методами Поэтому при
подготовке испытаний целесообразно строить
схему измерений таким образом, чтобы в ре¬
зультате испытаний могли быть определены
не только режимные характеристики турбины,
но и граничные условия теплообмена, получае¬
мые решением обратной задачи теплопровод¬
ности по измеренным -температурным полям.
Именно такой 'подход был применен в ряде
исследований теплового и термонапряженного
состояния высокотемпературных элементов
турбины К-300-240 основные результаты ко¬
торых излагаются в данной главе.
Конструкция блока парораспределения подробно
описана в гл 8 Здесь отметим только что главной осо¬
бенностью его конструкции является совмещение в одном
коопусе стопорного и трех (регулирующих клапанов (см.
рис S3). Такое конструктивное решение имеет ряд пре
имушсств Отсутствие перепускных труб между стопор¬
ным я регулирующими -клапанами уменьшает паровые
объемы а следовательно, и возможность заброса часто¬
ты вращения при отключении турбины, исключает не¬
обходимость раздельного прогрева их перед пуском тур¬
бины, упрощает компоновку органов парораспределения
242
Вместе с тем такое совмещение приводит к опреде¬
ленному ухѵдшеяню условий прогрева блока парорас¬
пределения в нестационарных режимах работы турбины
Объединение корпусов стопорного и регулирующего кла¬
панов в одной отливке привело к утолщению стенок
корпуса по прочностным и технологическим соображе¬
ниям по сривнению с толщиной стенок при раздельном
исполнения Естественно чю при резких изменениях
темпеоатуры в стенках корпуса должны возникать боль¬
шие температѵоиые напряжения, чем в стенках раздель¬
ной конструкции. Кроме того, имеется определенная
температурная асимметрия.
Исследование температурного и -напряжен¬
ного состояния блока парораспределения про¬
изведено на блоке, укомплектованном симмет¬
ричным двухкорпусным котлом со встроенны¬
ми пусковыми сепараторами.
Пусковая схема блока имеет две байпас¬
ные системы. Первая состоит из узла байпа¬
сов встроенной задвижки и предназначена
для сброса воды при растопке котла, вторая
обводная система (турбины) состоит из двух
редукционно-охладительных установок, пере¬
пускающих избыток пара из паропроводов
свежего пара в конденсатор; она используется
также для прогрева паропроводов свежего па¬
ра при пусках из разл ых тепловых состоя¬
ний.	е
Для предварительного прогрева трубопро¬
водов холодного и горячего промперегрева,
цилиндра высокого давления, перепускных
труб и блоков клапанов свежего пара и пара
промперегрева при пусках из холодного со¬
стояния используется насыщенный пар из рас¬
топочного расширителя, который -подается в
холодные нитки промперегрева.
При пусках из пеостывшего состояния про¬
грев блоков клапанов и перепускных труб
производится перегретым паром из общестан¬
ционной магистрали, подаваемым в выхлоп¬
ные трубопроводы ЦВД.
Для экспериментального исследования
температурного поля корпус Гчіока парорас-

- — после внедрения рекомендаций;, 1, 1' —
внедрения реке
Рис. 18 2. Распределение температур по высоте корпуса блока парораспределения при остывании
ж - темпер ат ѵпа металла вблизи внутренней поверхности. О——•—О —то же на наружной поверхности. — — — до
пределения специально оснащается термопа¬
рами для измерения температуры металла,
схема установки которых показана на рис. 18.1.
Температура пара измерялась за первым
клапаном При проведении испытаний по
штатным приборам фиксировались темпера¬
туры свежего пара за корпусами котла, давле¬
ние свежего пара перед блоком парораспреде¬
ления, за регулирующими клапанами и в ре¬
гулирующей ступени, ход сервомотора стопор¬
ного клапана, число оборотов и нагрузка тур¬
бины.
В процессе испытаний исследованы сле¬
дующие режимы:
режим остывания;
режимы пусков из холодного, неостывшего
і горячего состояний,
режим стационарный;
режимы сбросов нагрузки с переводом и
без перевода блока на давтение 16 МПа
(163,2 кгс/см2). Исследование температурно¬
го и термонапряженного состояния блока па¬
рораспределения, результаты которого излага¬
ются в данном параграфе проводилось со-
вместо ВТИ и ХТГЗ)
Режида остывания. При остывании корпу¬
са блока парораспределения наблюдалась
большая неравномерность температурного по¬
ля (рис 18.2). Наибольшая разность возника¬
ла между температурой центральной паро¬
впускной части и температурой верхней плос¬
кости корпуса в зоне крепления сервомотора
Разность температур центральной и верхней
части паровой коробки достигала через 14 ч
остывания 190°С. Темп остывания блока паро¬
распределения также был весьма высоким.
Так, через 30 ч остывания разность темпера¬
тур средней части блока в зоне между паро¬
проводами свежего пара и паровпускной час¬
ти ЦВД достигала 160°С.
Анализ причип неудовлетворительного со¬
стояния блока при остывании показал, что
самый большой отток теплоты -происходит че-
16*
рез верхнюю, практически неизолированную
поверхность корпуса Большая скорость осты¬
вания связана также с плохим качеством изо¬
ляции корпуса блока -парораспределения, вы¬
полненной из перлитных кирпичей. Для улуч¬
шения температурного состояния блока паро¬
распределения внедрен едующий комплекс
мероприятий [14]:
изоляция корпуса клапанов напылением,
изоляция колонок регулирующих и сто¬
порных клапанов на высоту 250 мм от верх¬
ней поверхности корпуса;
выполнение широких прорезей в опоре кор¬
пуса сервомотора для увеличения теплового
сопротивления;
улучшение качества изоляции трубопрово¬
дов острого пара и перепускных труб;
установка между лапами корпуса блока
парораспределения и опорой ребристых про¬
кладок;
установка специального короба в нижней
части корпуса блока
Внедрение перечисленных мероприятий су¬
щественно улучшило температурное состояние
ока парораспределения.
На рис. 18.2 представлено сравнение темпе¬
ратурных полей стенки паровой коробки до в
после внедрения перечисленных рекоменда¬
ций. Улучшение изоляции и конструктивное
усовершенствование крепления сервомотора,
позволило значительно (с 220°С до 40°С)
уменьшить неравномерность температур в
верхней части корпуса блока. В нижней части
корпуса градиент температур также умень¬
шился, что объясняется лучшим качеством
изоляции пап Неравномерность температурно¬
го поля в окружном направлении в процессе
остывания как в зоне паровпуска, так и в ниж¬
ней части корпуса клапана теперь не превы¬
шала 30°С. Все это положительно сказалось
на снижении скорости остывания и увеличе¬
нии общего уровня температуры блока паро¬
распределения перед пуском.
243-

в [16] указано, что температура свежего
пара перед толчком ротора турбины по усло¬
виям прогрева ЦВД должна выбираться іірн
пусках блока из неостывшего состояния па
уровне, превышающем температуру металла
паровпуска примерло на 80°С. В то же время
для обеспечения умеренного уровня темпера¬
турных напряжений температура свежего па¬
ра перед толчком должна превышать темпе¬
ратуру металла корпуса блока парораспреде¬
ления' (по показаниям штатной термопары)
не более чем на 100°С
Проведенные после модернизации испыта-
пня показали, что при соблюдении этих кри-
іериев предварительный прогрев блоков па¬
рораспределения нс пужен при пусках посте
остановов продолжительностью до 30 ч. Даль¬
нейшее улучшение температурного состояния
блока парораспределения при остывании мо¬
жет быть достигнуто путем улучшения изо¬
ляции трубопроводов свежего пара и пере¬
пускных трубопроводов па прилегающих к
блоку парораспре іедепия участках благодаря
хменьшепию оттока тепла от блока в местах
их присоединения
Пусковые режимы. В любом пусковом ре¬
жиме можно выделить несколько этапов, су¬
щественно влияющих на температурное состо¬
яние блока. Такими этапами являются: пред¬
варительный прогрев (при пусках из холодно¬
го состояния и из неостывшего состояния пос¬
ле остановов продолжительностью более 30 ч),
разворот и первоначальное нагружение, дли¬
тельный прогрев с постоянной скоростью, пе¬
реход па полное давление, завершение на¬
гружения Анализ температурного состояния
блока парораспределения на этих этапах про¬
изведен на -базе температурных полей, изме¬
ренных в процессе пуска
Расчет температурных напряжений в кор-
пѵсе производился с использованием методов
теории оболочек. Как показали опыты, в теле
корпуса существует осевая неравномерность
температуры и необходим учет взаимовлияния
различных участков стенки.
При расчетах корпус схематически пред¬
ставлялся как осесимметричная оболочка вра^
щеиия произвольного мерпднапа и переменной
толшины в условиях изменяющегося по тол¬
щине стенки в осевом (т е. то высоте) и в
окружном направлениях температурного поля.
При этом не учитывается особенность попе¬
речного сечения, связанная с наличием трех
регулирующих клапанов, а также не учитыва¬
ются два пароподводящих патрубка. Расчеты
производились на ЭЦВМ по программе, пред¬
ложенной в [29], применительно к корпусам
При анализе результатов расчета в качест¬
ве предела допускаемых в эксплуатации на¬
пряжений принимался предел текучести -при
244
соответствующий температуре металла В дей¬
ствительности предел текучести не является
критерием возможности термоусталостиого
разрушения, поскольку необходима гораздо
большая, чем имеющая место при достижении
предела текучести, деформация (порядка 1%)
для образования трещин при числе циклов
около 1000 [74].
Однако конструкция блока парораспреде¬
ления отличается сложностью формы, нали¬
чием концентраторов напряжений и, следова¬
тельно, действительные напряжения могут
оказаться существенно выше расчетных Это
обстоятельство и заставляет ориентироваться
иа предел текучести для обеспечения некото¬
рого запаса, связанного с неполнотой наших
сведений о концентрации напряжений и тер-
моѵсталостных характеристиках рассматри¬
ваемых материалов.
Предварительный прогрев блока парорас¬
пределения должен производиться пропусках
из холодного и пеоегывшего состояний в тех
случаях, когда разность -температур ЦВД и
блока парораспределения превышает 20°С.
(Дтя хорошо изолированных блоков такая
разность во ет при о ановах на срок бо¬
лее 30 ч)
Предварительный прогрев блоков может
производиться в зависимости от технологии
пуска как со стороны выхлопа ЦВД при за¬
крытых главных паровых задвижках п их бай¬
пасах, так п со стороны котла при закрытых
регулирующих клапанах
В обоих случаях для достижения умерен¬
ных разностей температур в металле блока
парораспределения необходимо выбрать на¬
чальное давление пара в нем при «редтолчко-
вом прогреве таким, чтобы соответствующая
давлению температура насыщения не превы¬
шала температуру металла бочее чем на80—
100°С- Дальнейшее повышение давления долж¬
но производиться плавно с такой скоростью,
при которой соответствующая температура
насыщения повышается на 60—70°С/ч.
При развороте ротора и включении гене¬
ратора в сеть температура пара выбирается,
как -правило, по температуре паровпуска
ЦВД и превышает ее в соответствии с инст¬
рукциями при пусках из холодною и исостыв-
шего состояний на 50—80сС
При недостаточном предтолчковом прогре¬
ве в металле блока парораспределения могут
возникать недопустимые температурные на¬
пряжения из-за высокой температуры пара
перед толчком, выбранной только по уровню
температуры паровпуска ЦВД.
Предельная разность температур в стенке
блока, определенная из условия непревыше-
пия предела текучести, составляет 50—60°С.
Этой разпостн соогветствѵет допустимый теп-
левой удар (■лревышеипе температуры гі к»
пане над температурой металла), в Кд) JzU с,
что полностью определяет необходимый уро¬
вень -предварит ьиого прогрева блока паро¬
распределения.
Разворот, выполненный при полностью от¬
крытых клапанах, нс вызывает существенных
изменений температурного состояния корпуса
блока, в то время как включение турбогене¬
ратора в сетъ и первоначальное нагружение,
уровень которого определяется исходным тем¬
пературным состоянием турбины, сопровож¬
дается быстрым прогревом корпуса клапана
даже при неизменной температуре пара за
котлом Это объясняется быстрым ростом тем¬
пературы пара в клапанах из-за увеличения
расхода -пара и связанного с этим уменьшения
влияния потока тепла, отнимаемого за счет
проі рева паропроводов
Прогрев блока при повышении нагрузки
вплоть до этапа перехода на полное давление
либо включения второго корпуса котла
(в дубль-блоке) происходит обычно с постоян¬
ной скоростью Важно отметить, что на тем¬
пературное состояние блока парораспределе¬
ния в' этом режиме существенно влияет поло¬
жение регулирующих клапанов.
В опытах отмечено, что при прогреве кор¬
пуса клапана возникает окружная неравно¬
мерность температуры При полностью откры¬
тых клапанах в прогреве отстает небольшая
область в зоне расположения лап. Ее темпе¬
ратура па 60—70°С ниже средней температу¬
ры нижней части корпѵса Закрытие какого-
либо клапана приводит к существенному воз¬
растанию окружной неравномерности темпе¬
ратурного поля.
В качестве примера на рис 18.3 представ¬
лены кривые распределения температур в ок¬
ружном направлении для сечений по паро¬
впускной и пнжвей частям блока (парораспре¬
деления полученные в одном из пусков из не¬
остывшего -состояния. Весь корпус клапана
греется равномерно, кроме зоны нижней части
блока, расположенной под паровпуском и пя¬
тым клапаном, который закрыт н прогревает¬
ся слабо.
Из-за медленного, только за счет теплопро¬
водности, прогрева стенки регулирующего кла¬
пана неравномерность в нижпей части корпу¬
са на 50% окружности достигает 130°С. В свя¬
зи с этим необходимо подчеркнуть важность
проведения этапа нагружения блока при всех
полностью открытых регулирующих клапа¬
нах.
Расчеты температурного состояния корпу¬
са блока парораспределения позволили опре¬
делить допустимую скорость длительного про¬
грева корпуса блока из условия пепревышения
Рис 183. Распределение температур в окружном на¬
правлен ли в корпхсс блока парораспределения при
предела текучести материала корпуса с уче¬
том зависимости еіо от температуры
Допустимая скорость прогрева составляет
(по штатным измерениям на наружной по¬
верхности паровой коробки): при температуре
металла ниже 400°С—2°С/мин, при темпера¬
туре металла выше 400°С—1,5°С/мин.
Для рассмотренных выше этапов куска по¬
лученные скорости прогрева при выбранных
ограничивающих критериях являются пре¬
дельно допустимыми.
Перевод на полное давление производится
с повышением температуры свежего пара для
сохранения постоянной или малоизменяющей-
ся температуры ротора высокого давления.
Для того чтобы уровень напряжений в кор¬
пусе блока остался неизменным, целесооб¬
разно в процессе перевода на полное давле¬
ние не менять скорость подъема температуры
свежего пара. Время перехода па полное дав¬
ление будет тем меньше, чем больше нагруз¬
ка, при'которой осуществляется перевод.
Стационарный режим. Температурное поле
блока парораспределения при стационарном
режиме работы турбины характеризуется -ма¬
лыми температурными перепадами как в ра¬
диальном, так и в осевом направлениях. Наи¬
большая неравномерность температуры ме¬
талла по данным опытов отмечается в ниж-
245

ней части блока парпраспределения, где
перепад температур в осевом направлении
составляет 65°С, а по толщине стенки 25СС.
Следует отметить, что па распределении тем¬
ператур благоприятно сказалось внедрение
описанных выше мероприятий, снизивших
осевую неравномерность температур почти в
2 раза.
Режимы сбросов нагрузки. В режимах Соро¬
сов нагрузки блок парораспределения являет¬
ся одним из наиболее напряженных элемен¬
тов. Поэтому решение вопроса о надежности
корпуса блока существенно влияет на реше¬
ние в целом проблемы удержания холостого
хода (или нагрузки собственных нужд) после
сброса нагрузки.
Технические условия на поставку ту-'рбин
предусматривают удержание турбиной холо¬
стого хода при сбросе нагрузки в течение 10—
15 мин после сброса. Режимы сброса нагруз¬
ки до промежуточных мощностей уже сейчас
достаточно часто встречаются в эксплуата¬
ционной практике (например, внезапное от¬
ключение одного из корпусов котла).
При. сбросе нагрузки закрываются все
клапаны, кроме первого и второго, которые
остаются открытыми на величину, необходи¬
мую для пропуска расхода лара, обеспечи¬
вающего поддержание конечной нагрузки
сброса.
При этом стенки корпуса первого и второ¬
го клапанов находятся в наиболее неблаго¬
приятных условиях, поскольку они восприни¬
мают изменение температуры пара от номи¬
нальной перед сбросом до конечной темпера¬
туры пара после сброса, которая изменяется
вследствие дросселирования.
Температурное состояние корпуса блока
парораспределения изучалось в ряде опытов,
при проведении которых режим сброса заме¬
нялся режимам быстрого разгружения, про¬
водимым по следующей технологии. До нача¬
ла режима блок работал при постоянных па¬
раметрах пара и постоянной нагрузке в тече¬
ние времени, необходимого для полной стаби¬
лизации температурного состояния турбины.
Непосредственно перед разоружением прогре¬
вались паропроводы РОУ Разгружение на¬
чиналось погашением одного корпуса котла.
При этом давление перед турбиной поддер¬
живалось равным 24 іМПа (245 кгс/см2) воз¬
действием на регулирующие клапаны с по¬
мощью синхронизатора. После этого нагрузка
второго корпуса уменьшалась до растопочной,
а нагрузка на турбине—до 5—8 МВт со сбро¬
сом избыточного пара через РОУ.
Весь процесс перехода с полной нагрузки
до холостого хода происходил за 2—4,5 мин,
после чего турбина работала на холостом хо¬
ду в течение 15—20 мин [61].
"46
Анализ температурных полей корпуса бло¬
ка парораспределения при быстрых разгру-
жениях показал, что в течение опыта изме¬
няется лишь температура стенки за первым
(и вторым соответственно) регулирующим
клапаном, а температура паровой коробки
стопорного и других клапанов практически
не изменяется. Это обстоятельство позволило
применить следующую схему для расчета тем¬
пературных напряжений в блоке парораспре¬
деления при сбросе нагрузки: сначала рас¬
сматривается напряженное состояние стенки
первого регулирующего клапана как свобод¬
ного от внешних воздействий полого цилиндра
с неравномерным в радиальном направлении
температурным полем. Тогда -согласие [63]:
(18.1)
где fcp = у, 2 и — средняя температу¬
ра стенки; Г\ и г 2— внутренний и наружный
•радиусы цилиндрической стенки канала за
первым регулирующим клапаном; а, Е, ѵ—
коэффициент линейного расширения, модуль
упругости и коэффициент Пуассона стали;
Ег — осевая относительная деформация ци¬
линдра; св, сц п Сг — окружные, осевые и ра¬
диальные напряжения в стенке.
Поскольку массивный и жесткий корпус
паровой коробки блока парораспределения
определяет осевое расширение стенки кана¬
ла за первым регулирующим клапаном, по¬
следняя не свободна в своем расширении в
осевом направлении, т. с.
fz=atD,	(18.2)
где — температура металла паровой ко¬
робки
Тогда для внутренней поверхности стенки
(г=Гі), где уровень напряжения наибольший:
о, = а£
Некоторый изгиб паровой коробки из-за
взаимодействия со стенкой за первым клапа¬
ном мало влияет на результаты расч.т.

Рис, 18.4. Изменение параметров и температуры
металла при сбросе нагрузки до 90 МВт.
<2 — распределение температур в сечении при достижении копенной нагрузки; б —-то же через 8 мин после достижения конечной
нагрузки, в—изменение параметров и температуры металла, г—изменение разностей температур; 29, SO. SI, 64— температуры
металла °C; I — температура свежего пара Іо, ”С: 2 — расчетная температура елутренней поверхности стеики первого регулирую¬
щего клапане (₽®сч °C Л—-давление свежего пара р,>, МПа; 4 — дениеяие за первым регулирующим клапаном р1р к, МПа;
Б—электрическая нагрузка	МВт. 6 —частота вращения л, с-4, 7— разность температур наружных поверхностей паровой короб-
«и я стенки первого регулирующего киапача Ді64_2д, S— равность температур по толщине стенки первого регулирующего кла¬
пана
Напряжения в относительно тонкой пере¬
мычке между коробкой стопорного клапана и
каналом за регулирующим клапаном очень
трудно поддаются расчету из-за сложной фор¬
мы корпуса в этой зоне. Верхнюю оценку на¬
пряжения дает расчет, основанный на рас¬
смотрении этой перемычки как пластины,
стесненной -в окружном и осевом направле¬
ниях жесткой паровой коробкой, температура
которой to отличается от температуры метал¬
ла перемычки t':
(18-3)
В процессе исследования термонапряжен¬
ного состояния блока парораспределения бы¬
ли проведены четыре опыта быстрого разгру-
жения при полном давлении до. следующих
конечных нагрузок: 8, 40, 90 и 120 МВт.
Кроме того, проведен один опыт быстрого
разгружения с переводом блока на 16 МПа
(163 кгс/см2) до конечной нагрузки 8 МВт.
В качестве примера на рис. 18,4 показано
температурное поле блока парораспределения
через 8 мин после разгружения до 90 МВт, а
также изменение ряда экспериментальных
и расч_гны.х як w.4M процессе быстрой раз¬
247

грузки до 90 МВт и последующей работы іга
этой нагрузке.
Из рис. 18 4 видно, что температурное поле
практически по всему ссчепию неизменно,
кроме ограниченной области вблизи внутрен¬
ней поверхности за первым клапаном, где
наблюдается резкое расхолаживание. Анало¬
гичная картина имеет место и при быстрых
разгружениях до других конечных нагрузок.
Анализ результатов показывает, что наи¬
большие напряжения—осевые сжимающие
напряжения — возникают на внутренней
поверхности стенки за первым клапаном.
Максимум осевых напряжений, как правило,
достигается через 15—20 мин выдержки при
малой нагрузке, до которой производится
сброс. Это обстоятельство объясняется тем,
что составляющая осевых напряжений, опре¬
деляемая разностью средних температур! па¬
ровой коробки стопорного клапана и стенки
парового клапана, непрерывно растет в про¬
цессе выдержки. Однако осевые напряжения,
близкие к максимальным, образуются прак¬
тически сразу после конца разгружепия. Од¬
новременно с этим достигают максимума и
и окружные напряжения, которые несколько
ниже осевых
Поскольку в опытах сбросы нагрузки за¬
менялись быстрыми р азгружениями, прове¬
дено специальное расчетное исследование, ос¬
нованное на экспериментальных данных для
оценки влияния темпа разгрузки па время
возникновения максимальных напряжений.
Расисты показали, что максимальные напряжения
о, практически не зависят от .времени разгружения и
наблюдаются к концу выдержки иа холостом хочу (че
рез 15—20 мин работы на этом режиме) Достаточно
высокий уровень напряжений, составляющий 70—80%
максимальных, развивается через очень короткое ввемя
после снижения -емпературы пара (при мгновенном сни¬
жении это время составляет 10—20 с) Следует отме¬
тить, что в процессе расчетов потребовалась оценка
коэффициента теплоотдачи пара к стейке регулирующего
клапана «а холостом ходу. Оказалось, чю значение ко¬
эффициента находится на уровне 3000 Вт/(м® °C)
Конечная нагрузка при сбросах существен¬
но влияет на термонапряженное состояние
Рис 18.5. Влияние
конечной нагрузка
при сбросе на термо-
напряжеипое состоя¬
ние блока парораспре¬
деления.
блока парораспределения. Для выявления со¬
ответствующей зависимости результаты всех
опытов приведены к номинальным условиям
по начальной нагрузке, давлению и темпера¬
туре свежего пара. Полученная зависимость
приведена на рис 18.5 Наибольшие напряже¬
ния возникают при быстром разгружении до¬
холостого хода (ог=320 МПа) и уменьшают¬
ся с ростом конечной нагрузки.
Полученные значения напряжений нахо¬
дятся па уровне предела текучести стали
15Х1М1Ф-Л, из которой выполнен корпус
блока парораспределения [31].
Таким образом, возникающие напряжения
при сбросе являются хотя и высокими, но-
допустимыми при эксплуатации турбин
К-300-240 В связи с этим представляет инте¬
рес оценка эффективности влияния перевода-
блока на давление 16 МПа (163,2 кгс/см2)
при сбросе нагрузки.
Со снижением давления до 16 МПа был
проведен один опыт быстрого разгружения
блока до нагрузки 8 МВт. Время разгруже¬
ния составило 4 мин, а время снижения дав¬
ления до 16 МПа—1 мин. Разность темпера¬
тур по толщине стенки за первым клапаном
через 15 мин после разгружения достигла
57°С, а осевые напряжения на внутренней по¬
верхности— 232 МПа (23.6 кгс/мм2) вместо
320 МПа (32,6 кгс/мм2) в аналогичном опыте
без снижения давления за -котлом.
Па величину температурных напряжений
в блоке парораспределения существенно влия¬
ет время снижения давления.
Специальные расчеты с учетом изменения
времени снижения давления от 0 до 2 мин по¬
казали, что даже при одновременном со сбро¬
сом нагрузки мгновенном снижении давления
то 16 МПа (что практически неосуществимо)
максимальные напряжения уменьшаются
только, на 35%.
Как будет показано ниже, перевод блока
на давление 16 МПа малоэффективен и с точ¬
ки зрения снижения уровня напряжений во
внутреннем корпусе ЦВД. Эти обстоятельства
позволяют ставить вопрос об отказе от пере¬
вода блока на пониженное давление при
сбросах нагрузки.
1S.2.	ИССЛЕДОВАНИЕ НАРУЖНОГО КОРПУСА
ЦВД
Многочисленные исследования темпера¬
турного состояния турбины К-300-240, прове¬
денные различными организациями (ХТГЗ,
ВТИ, Союзтехэнерго и др ), позволили выя¬
вить области повышенных перепадов темпера¬
тур, имеющих место в наружном корпусе К
таким областям в первую очередь относятся
фланцевые соединения горизонтального разъ-
248

ема в зоне паровпуска и торцевая передняя
стенка
На основании этих исследований и про¬
стейших оценок температурных напряжений,
а также исходя из опыта эксплуатации пред¬
шествующих конструкций определены допус¬
каемые перепады температур по ширине
фланцев ЦВД. Однако в течение, довольно
длительного времени не представлялось воз¬
можным^ достаточно точно оцепить влияние
всех особенностей температурного поля, опре¬
деляющих термонапряженное состояние рас¬
сматриваемой конструкции, из-за отсутствия
соо і вегствующих методик
Развитие в течение последних лет инже¬
нерных методов расчета корпусов на основе
теории оболочек и применение ЭВМ позволи¬
ли приблизиться к решению этой задачи.
На ХТГЗ при расчете термонапряженного
состояния корпусов используется главным об¬
разом методпка, разработанная ХФ ЦКБ
Гчавэнергоремонта, и программа, составлен¬
ная на ее основе В соответствии с этим
методом корпус турбины заменяется идеали¬
зированной расчетной схемой, представляю¬
щей систему замкнутых оболочек вращения с
постоянным радиусом кривизны меридиана,
сопряженных между собой и имеющих раз¬
личную толщину стенки.
Влияние пароподводящих патрубков, от¬
верстий, приливов и фланцев горизонтального
разъема на напряженное состояние корпѵса
при этом нс учитывается. (Учет влияния
фланцев горизонтального разъема рассмот¬
рен ниже.) Температурное поле корпуса мо¬
жет изменяться по всем трем направлениям
цилиндрической! системы координат- вдоль
меридиана, по толщине стенки корпуса и в
окружном направлении (Отметим сразу7, что
окружные перепады температур в стейке кор¬
пуса ЦВД невелики). Методика позволяет
варьировать граничные условия на концах
корпуса в диапазоне от защемления до сво¬
бодного края. В результате расчета опреде¬
ляются меридиональные и окружные напря¬
жения на внутренних и наружных поверхно¬
стях оболочек вращения.
Как отмечалось, при такой расчетной схе¬
ме влияние фланцев горизонтального разъема
на напряженное состояние корпуса не учиты¬
вается. Вместе с тем неодинаковый прогрев
стенки и фланца вызывает различные тепло¬
вые деформации этих элементов и является
причиной дополнительных гемпепатѵоных на¬
пряжений.	'	1	’ •
Учет напряжений производится примени¬
тельно к наружному корпусу ЦВД в соответ¬
ствии с рЗ] и включает компоненты, влияние
которых наиболее существенно сказывается
на напряженном состоянии корпуса.
Неодинаковое тепловое расширение стен¬
ки п фланца в осевом направлении определя¬
ется разностью их средних температур. Каж¬
дое сечение корпуса рассматривается как
часть бесконечно длинного цилиндрического
тела с температурным полем, соответствую¬
щим этому сечению и неизмеияющимся в осе¬
вом направлении.
Такой подход для наружного ЦВД тур
бины .К-300-240 применим к наиболее инте¬
ресной с точки зрения температурных напря¬
жений зопе межцилиндрового пространства,
где по длине параметры среды изменяются
мало, а геометрические размеры сечения и
разность средних температур стенки и фланца
приблизительно постоянны. Дополнительные
напряжения в стенке при этом определяются
по уравнению
Обозначения ясны из рис. 18.6.
Изгиб фланцев в плоскости поперечного
сечения возникает из-за разности температур
по ширине фланца Д/фя и как следствие при¬
водит к изгибу стенки корпуса в окружном
направлении. Поперечное сечение корпуса в
расчетной схеме представлено как сечение
длинного цилиндрического тела с постоянной
геометрией и температурным полем в осевом
направлении. Фланец условію рассматривает¬
ся _как длинная полоса высотой 2/7 и толщи¬
ной Т, а участок стенки корпуса—как эле¬
мент длинной криволинейной пластины тол¬
щиной <3.

Рис. 18.7. Расчетная схема корпуса турбины.
Дополнительный осевой момент
-+лиРф||
,яфл
•где /ст—длина рассматриваемо участка
стенки в окружном направлении;
D

12(1 —ѵг) >
(18.5)
1	FT'
12(1 —
Мс
аЕ
(18.6)
,. аЕ
•^фл	J _ у
Дополнительные напряжения в стенке от
действия момента АТИ (окружные и осевые):
. s 12ЛЛТ . 8	12ДЛ! flR7\
Д-з“ — у,	~ V -gr- У	(’
Напряжения в произвольной точке флан¬
ца горизонтального разъема могут быть опре¬
делены на основе той же расчетной схемы,
что и изложенная выше применительно к оп¬
ределению дополнительных напряжений в
стенке от влияния фланца.
Для расчета термоналряжснного состояния
наружного корпуса ЦВД использованы ре¬
зультаты натурных исследований его темпе¬
ра гурвого состояния.
В соответствии с изложенным выше кор¬
пус рассматривался как система сопряжен¬
ных замкнутых осесимметричных оболочек
переменного меридиана и толщин Расчет¬
ная схема показана .на рис. 18.7.
На правом краю (сторона паровпуска)—
-фиксированные угол поворота, радиальное пе¬
ремещение, перемещение вдоль касательной к
параллельному кругу и свободное осевое пе¬
ремещение; на левом краю — защемление.
250
Рис. 18.8. Изменение
температуры внутрен¬
ней поверхности стеч¬
ки наружного корпу¬
са ЦВД при пуске из
холодного состояния.
1	—• окончание разворота,
2	—Л'й=80 МВт- 3 — »в=
=220 МВт; 4 — стационар¬
ный режим
Ниже приводятся исходные сведения по
температурному состоянию и результаты рас¬
чета напряжений для пусков из холодного,
неостывшего и горячего состояний, близ х к
инструкционным.
Анализ температурного поля корпуса при различных
пусках показывает, что наибольшие перепады темпера¬
тур имеют место вдоль -осн корпуса я по ширине флан¬
ца. Поскольку при расчете фланец условно отсекается
от стенки, перепад температур на части стенки, примы¬
кающей к фланцу, близок по уровню к имеющему место
на остальной часта стенин. Это обстоятельство позво¬
ляет при -расчете без большой погрешности пренебречь
окружной неравномерностью температур.
На рис. 18.8 в качестве примера показано
распределение температур внутренней поверх¬
ности стенки вдоль оси корпуса ЦВД для че¬
тырех различных моментов времени при пу¬
ске из холодного состояния (окончание раз¬
ворота, нагрузка 80 МВт, нагрузка 220 МВт,
окончание пуска — нагрузка 280 МВтД а на
рис. 18.9 — распределение напряжений для
тех же моментов времени.
На графиках рис. 18.9 показано изменение
меридиональных оі и окружных os напряже¬
ний на наружной и внутренней поверхностях
вдоль оси турбины. Характер кривых типичен
для пусков из любого теплового состояния,
хотя уровень напряжений зависит от вида
пуска.
Из графиков рис. 18.9 видно, что при пус¬
ке из холодного состояния напряжения в обо¬
лочке изменяются в диапазоне 50—100 МПа
(5J—10,2 кге/м-м2), причем они возрастают
по мере нагружения за счет осевой неравно¬
мерности при примерно постоянных значениях
перепада температур по толщине стенки кор¬
пуса.
Наибольшие величины меридиональных и
окружных напряжений на внутренней поверх¬
ности имеют место в зоне паровпуска и опре¬
деляются резким изменением температуры па¬
ра, а следовательно, и металла в переднем
концевом уплотнении и спадом температур по
проточной части.
Такой же характер распределения напря¬
жений имеет место и при пусках из горячего
и неостывшего состояний. Напряжения при
нагрузках, близких к максимальным, при г-с-т

пня на наружной
зный режим, х	X — меридиональные
іей поверхности с1о. МПа, Z>	Д —
же на внутренней поверхности МПа.
Рис. 18 S. Распределение напряжений в наружном корпусе ЦВД.
видах пуска примерно одинаковы. Однако на
начальной стадии пуска из неостывшего и осо¬
бенно из горячего состояний напряжения мо¬
гут быть несколько выше, чем при пусках из
холодного состояния, если температура пара,
подаваемого на переднее концевое уплотне¬
ние, существенно отличается от температуры
металла в паровпускной части корпуса.
Увеличению напряжений на начальных
■стадиях пусков из горячего и неостывшего со
стояний по сравнению с пусками из холодного
состояния способствует сохраняющаяся при
остывании осевая .неравномерность темпе¬
ратур.
Правильное использование схемы подачи
пара к концевым уплотнениям с разделением
коллекторов позволяет выбрать температуру
пара, подаваемого на переднее концевое уп¬
лотнение, в полном соответствии с температу¬
рой металла и уменьшить температурные на¬
пряжения на соответствующем этапе пуска.
Как отмечалось, основными причинами
возникновения дополнительных напряжений в
стенке являются неодинаковые тепловые рас¬
ширения стенки и фланцев в осевом направ¬
лении и изгиб фланцев в плоскости попереч¬
ного сечения турбины, определяемые по фор¬
мулам (18.4) и (18.7).
Применительно к зоне межцилиндрового
пространства, где учет этих напряжений пред¬
ставляет наибольший интерес, с учетом гео¬
метрии поперечного сечения формула (18.4)
может быть приведена к виду:
Д0а1==о,62аЕ(«фЛ—гС1),	(18.8)
а формулы (18.7) —к виду:
До'^=±(0,695Діфл-0,0645Д;„); 1
Д?=±(2,31Діфл-0982Д/„); f <I8S)
здесь знаки «4-» и «—» относятся к наружной
и внутренней поверхностям стенки.
Дополнительные напряжения, связанные с
разностью средних температур фланца и
стенки, даже при умеренных скоростях пуска
достигают 100—130 МПа (10,2—13,3 кгс/мм2)
и имеют максимальные значения при нагруз¬
ках, близких к номинальной, когда напряже-
251
ния в оболочке также близки к максималь¬
ным. Напряжения, вызываемые изгибом
фланцев в плоскости поперечного сечения, не¬
велики—20—25 МПа (2,0—2,5 кгс/мм2) и не
оказывают существенного влияния на напря¬
женное состояние стенки.
Суммарные напряжения в стенке достига¬
ют наибольших величин при нагрузках, близ¬
ких к номинальной, и составляют 250—
270 МПа (25,5—27,5 кгс/мм2) на внутренней
поверхности, а затем снижаются по мере про¬
грева корпуса.
Сопоставление с данными по пределу те¬
кучести стали 20ХМФ-Л, из которой выпол¬
нен наружный корпус, показывает, что терми
ческне напряжения в нем при пусках находят¬
ся на уровне нижнего справочного значения
предела текучести, что обеспечивает надеж¬
ную работу металла корпуса при инструкци¬
онных скоростях пуска.
Следует иметь в виду, что отклонения в
характере изменения температуры пара на от¬
дельных этапах пуска (забросы температуры
свежего пара) могут вызвать напряжения,
превышающие предел текучести. Как следст¬
вие этого может иметь место коробление кор¬
пуса в зоне внутренней поверхности фланцев
горизонтального разъема. Кроме того, отсут¬
ствует возможность сокращения времени пус¬
ка турбипы по показателю термонапряженно¬
го состояния корпуса ЦВД.
Эффективным средством снижения напря¬
жений, предотвращения коробления фланце¬
вого разъема и сокращения времени пуска
является применение при пусках системы обо¬
грева фланцев и шпилек, положительно ска¬
зывающееся п на величине относительного пе¬
ремещения ротора высокого давления
Испытания первой конструкции системы
обогрева фланцев и шпилек, выполненные на
Криворожской ГРЭС, показали перспектив¬
ность применения обогрева фланцевых соеди¬
нений с. точки зрения улу	евре
свойств турбины (39]
Конструктивно обогрев был выполнен в
виде коробов, привариваемых к верхней и
иижней половинам корпуса снаружи и охва¬
тывающих всю высоту фланцев Пар в систе¬
му? обогрева ЦВД подавался из межцилинд¬
рового пространства, что обеспечивало близ¬
кую температуру пара, омывающего внутрен¬
нюю и наружную поверхности фланцевого
соединения. Недостатком этой системы была
слабая интенсивность обогрева фланцев из-за
недостаточно высоких коэффициентов тепло¬
отдачи. Кроме того, медленно прогревалась
средняя часть фланца
Исходя из опыта, полученного при испыта¬
ниях первой системы, ХТГЗ разработана
усовершенствованная ріустема обогрева флан-
252
пев и шпилек [15]. Отличие новой системы
заключается в том, что пар через специаль¬
ные штуцера и сверления подводится в обниз¬
ку фланцев горизонтального разъема, откуда
через зазор между фланцами и шпильками
попадает в короба, приваренные к корпусу с
наружной стороны. В коробах имеются пере¬
городки, обеспечивающие двухходовое про¬
хождение пара в коробах. Такая система уст¬
ранила недостатки, свойственные старой кон¬
струкции
Измеренные при испытаниях усовершенст¬
вованной системы обогрева температурные
поля легли в основу расчетов термонапряжен¬
ного состояния наружного корпуса ЦВД, ко¬
торые производились по вышеописанной мето¬
дике.
Расчеты показали, что применение систе¬
мы обогрева фланцев и шпилек положительно
•сказывается па термонапряженном состоянии
наружного корпуса ЦВД. Пуски, проведенные
за время, близкое к инструкционному, проис¬
ходили при уровне напряжений примерно
вдвое меньшем, чем предел текучести. При
пусках как из .холодного, так н из неостывше¬
го состояния напряжения в наружном корпу¬
се ЦВД не превысили в наиболее напряжен¬
ной зоне паровпуска 100—120 МПа (10,2—
12,2 кгс/мм2) Сокращение времени луска,
естественно, повышает уровень напряжений в
корпусе
Однако даже при сокращении времени
пуска турбины из холодного состояния то 4 ч
напряжения незначительно (на 10—20 МПа)
превышают уровень, имеющий место при
восьмичасовом пуске без применения системы
обогрева фланцев и пшилек.
18.3.	ИССЛЕДОВАНИЕ ВНУТРЕННЕГО КОРПУСА ЦВД
Особенностью конструкции внутреннего-
корпуса ЦВД явчяется организация подвода
пара к группам сопл первой ступени с по¬
мощью перегородок, отлитых заодно с корпу¬
сом. Сравнительно тонкие перегородки про¬
греваются при пусках и охлаждаются при
сбросах нагрузки быстрее, чем массивные
внутренняя и наружная стенки корпуса. Опе¬
режающий прогрев перегородок вызывает
дополнительные изгибающие усилия во флан¬
цах горизонтального разъема корпуса по
сравнению с. усилиями при традиционных кон-
с грукциях.
Экспериментальное определение темпера¬
турного поля внутренних корпусов связано с
определенными трудностями Дело в том, что
при выводе термопар, измеряющих температу¬
ру внутреннего корпуса, наружу не удается
полностью герметизировать их на участке
мехцилипдророго пространства Поэтому че-
обеспечивается долговечность датчиков, рас¬
положенных на поверхности внутреннего кор¬
пуса.
Исследование температурного состояния
внутреннего корпуса ЦВД в различных режи¬
мах производилось расчетным путем на ЭВМ.
Граничные условия в межцилипдровом прост¬
ранстве задавались по данным, полученным
НПО ЦКТИ и ХТГЗ. Правильность 'расчета
температурного поля контролировалась по
данным натурных испытаний турбины
К-300-240, проведенных Союзтехэнерго и
ХТГЗ на ряде электростанций.
При определении температурных напряже¬
ний в перегородке решалась сопряженная за¬
дача, в которой наружная и внутренняя по¬
верхности корпуса заменялись тонкими обо¬
лочками, перегородки — системой стержней
или пластин, а задняя стенка — пластиной.
При расчете температурных напряжений
во фланцах горизонтального разъема учиты¬
вались неравномерный нагрев самих флан¬
цев, различное тепловое расширение внутрен¬
них перегородок и цилиндра, неодинаковая
температурная деформация фланцев и ци¬
линдрической части корпуса.
Результаты расчета показали, что при ин¬
струкционных пусках температурные напря¬
жения в перегородке достигают 0,7—0,8 ниж¬
него предела текучести, а при сбросах нагруз¬
ки с удержанием холостого хода несколько
превышают значения цижнего предела теку¬
чести для стати 15Х1М1Ф-Л, из которой вы¬
полнен внутренний корпус
Ограниченность числа полных сбросов на¬
грузки с удержанием холостого хода позволя¬
ет считать такой уровень напряжений дону
стимым
Напряжения в стенке корпуса и по флан¬
це горизонтального разъема как при пусках,
так и при сбросах нагрузки невелики. Неоди¬
наковый прогрев перегородок и корпуса по¬
вышает уровень напряжений в корпусе и во
фланце, однако их влияние сказывается толь¬
ко в узкой зоне примыкания перегородок к
KOpnjсу.
18.4.	ИССЛЕДОВАНИЕ КОРПУСА ЦСД
На первых турбинах К-300-240 корпус
ЦСД выполнялся одностенным, после модер¬
низации ЦСД начал выпускаться в двухкор¬
пусном исполнении Исследования, проведен¬
ные на головных образцах турбины с одіго-
корпусным ЦСД, показали, что продолжитель¬
ность пуска в значительной степени определя¬
ется условиями прогрева ЦСД
Для изучения гермонапряженного состоя¬
ния однокорпусного ЦСД предпринято спе¬
циальное экспериментальное исследование.
Рис. 1810 Схема установки термопар па пплпнтре сред¬
него давления.
б результате которого получены необходимые
сведения по температурным полям ЦСД1. Па
корпусе ЦСД установлены 94 термопары. Из¬
мерения температур пара и металла корпуса
проводились в основном в четырех сечениях,
соответствующих зоне паровпуска, камерам
III, IV и VI отборов.
Схема измерений помазана па рис 18.10.
Для исследования температурного и напря¬
женного состояния корпуса ЦСД проведено
шесть пусков: три из холодного, два из не¬
остывшего и о тип из горячею состояния
[60].
Рассмотрение экспериментальных даппых
об изменении температуры корпусов ЦСД при
пусках показало, что наибольшая неравно¬
мерность температурного поля корпуса при
пусках наблюдается в осевом направлении
(наибольший градиент пературы в зоне
- Работа проводилась совыестіо ВТИ и ХТГЗ

ЦСД
ление naps пром перегрева р
Рис. 18.11. Прогрев корпуса ЦСД
при пуске из холодного состояния
перехода от камеры паровпуска к камере III
отбора), по ширине фланца в зоне II—Ш
шпилек и в сечении паровпуска, в стенке
корпуса па участке крепления обойм перед¬
него концевого уплотнения.
В качестве примера изменения температу¬
ры корпуса ЦСД при пусках на рис. 18 11
приведены данные по прогрев}7 корпуса при
пуске из холодного состояния. Разность тем¬
ператур по ширине фланца в зоне II—III
шпилек устойчиво держится на уровне 140—
160°С, а в зоне паровпуска — достигает 90—
100°С. (Заброс температуры при нагрузке
—40 МВт в момент перехода с байпасов
промперегрева на впрыскивающее устройство
связан с неудачным выполнением этой техно¬
логической операции)
Расчетное исследование температурных
напряжений проводилось на основе получен¬
ных сведений о те ературиом состоянии кор¬
пуса.
При расчете корпус рассматривался как
оболочка вращения произвольного меридиана
и переменной толщины, находящаяся в усло¬
виях осесимметричного, изменяющегося по
меридиану и толщине температурного поля.
Не учитывалось наличие горизонтального
разъема и патрубков.
Особенностью корпуса ЦСД является
внутренний прилив для крепления направля¬
ющего аппарата первой ступени, введенный
в конструкцию, начиная с турбины № И, для
компенсации относительных укорочений РСД.
При расчете напряжений стенка корпуса рас¬
сматривалась без прилива, го влияние учи¬
тывалось дополнительно
Расчет температурных напряжений прово¬
дился на г'і М по программе, изложенной в
254
129]. Краевые условия яри расчете соответст¬
вовали свободному краю оболочки в зоне пе¬
реднего концевого уплотнения и заданному
радиальному перемещению края в точке со¬
членения с ЧНД (в соответствии с температу¬
рой этой точки).
Температурное поле в стационарном номи¬
нальном режиме отличается малыми перепа¬
дами по толщине стенки и большой неравно¬
мерностью температур в осевом направле¬
нии. Наибольшие тепературные напряжения
возникают в сечении паровпуска и достига¬
ют ±90 МПа (±9,2 кге/мм2) (меридиональ¬
ные на внутренней и нарзжной поверх
ностях).
С учетом внутреннего давления (в режи¬
мах, близких к номинальному, величина на-
пояжений от внутреннего давлениям может
оказаться существенной) максимальные сум¬
марные напряжения имеют место в зоне пе¬
реднего уплотнения и достигают 130 МПа
(13,3 кге/мм2) на внутренней поверхности
При пуске из холодного состояния наи¬
большие напряжения возникают в зоне паро¬
впуска, однако даже в период достаточно бы
строго подъема температуры пара (до
2°С/мин) они (меридиональные напряжения
сжатия на внутренней поверхности) не пре¬
вышают 150 МПа (15,3 кг/мм2) (рис. 1812).
При пусках из неостывшего и горячего
состояний распределение напряжений близко
к имеющему место при пуске из холодного со¬
стояния. Исключение составляет зона перед¬
ней торцевой стенки, где при несоответствии
температуры пара, подаваемого на переднее
концевое уплотнение, начальной температуре
металла напряжения могут достигат ь М Па
(20,4 кге/мм2).

Рис. 1812. Распределение температур и напряжений по
длине корпуса ЦСД при пуске из холодного состояния
(момент максимальных напряжений).
Разработанная схема подачи пара к уп¬
лотнениям с разделением коллекторов позво¬
ляет при пусках обеспечить соответствие тем¬
ператур пара и металла и снизить напряже¬
ния в этой зоне до 120—150 МПа.
Специально проведенная оценка влияния
прилива для крепления направляющего аппа¬
рата первой ступени показала, что введение
такого прилива в конструкцию ЦСД, оказы¬
вающее положительное влияние на относи¬
тельное расширение РСД, практически не
снижает надежности корпуса ЦСД Влияние
прилива на напряжения в стенке сказывается
лишь на узкой области вблизи его присоеди¬
нения, увеличивая уровень напряжений в этой
зоне не более чем на 50—70 МПа
Учет влияния фланцев на напряжения в
стенке корпуса представляет большие труд¬
ности, и простые схемы, применимые при рас¬
чете корпуса ЦВД, не могут дать надежный
результат для такой конструкции, как корпус
ЦСД. В то же время отсутствуют программы
для расчета на ЭВМ соответствующей прост¬
ранственной задачи термоупругости или обо¬
лочек такой сложной формы с непрямыми ме¬
ридиональными ребрами Исходя из оценки
соотношения жесткостей фланца и стеики
ЦСД, а также из результатов, полученных в
[43], можно считать, что влияние фланца на
напряженное состояние стенки не может из-
меннть уровень напряжений более чем на
50%.
Поскольку расчетные напряжения в стен¬
ке без фланца даже при сравнительно быст¬
ром подъеме температуры пара не превыша¬
ют 140—150 МПа, суммарные напряжения в
районе паровпуска с учетом сказанного выше
достигают уровня 210—230 МПа, что значи¬
тельно ниже предела текучести стали
15ХІМІФ-Л при соответствующих темпера¬
турах.
Следует особо остановиться на возможном
влиянии неравномерного прогрева фланца на.
напряжения в стенке корпуса в зоне крепле¬
ния обойм переднего концевого уплотнения
Как показывают опыты, разность температур
по ширине фланца в зоне между II и Ш
шпильками может достигать 140—160°С.
Рассматривая фланец как криволинейную
балку, отметим, что участок этой балки дли¬
ной от края до сечения по осн паровпуска при
неравномерном нагреве по ширине имеет'
возможность для свободного изгиба в гори¬
зонтальной плоскости. Такая схема достаточ¬
но близка к действительности, поскольку по¬
датливость торообразной стенки корпуса под
действием осевых сил в этой зоне относитель¬
но велика, к тому же прилегающие к фланцу
участки стенки, будучи более нагретыми даже
по сравнению с внутренней поверхностью-
корпуса, способствуют разгибанию фланца
Такая деформация фланца приводит к пово¬
роту его конца на некоторый угол
(18.10)
где фо — угол поворота фланца; L — длина
участка фланца от конца до оси паровпуска;
Н— ширина фланца; ДТфл — разность темпе¬
ратур по ширине фланца в зоне II—III
шпилек, а — коэффи и т линейного расшире¬
ния.
Расчет напряженного состояния этой обо¬
лочки при заданном угле поворота Ѵо, прове¬
денный в соответствии с [63], показал, что
уровень напряжений в стенке в зоне послед¬
ней камеры уплотнения достигает величины
о-г=250 МПа при разности температур Д('=
= 160°С.
С учетом термических напряжений в стен¬
ке в этой зоне при пуске (30—70 МПа) уро¬
вень напряжений может превышать нижний
предел текучести стали 15Х1М1Ф-Л при со¬
ответствующих температурах
На стационарном режиме работы турбины
при Д('фЛ=60°С напряжения от действия
фланца в том же месте будут равны 90 МПа,
а в сумме с напряжениями в стенке могут до-
255

по первой шпильки фланца горизонтального
разъема, что позволяет с!“ественио улучшить
температурное состояние фланца в этой зоне
Исследование температурною “с™™" “f
леса ЦСД после внедрения этого меролршюія
показа» высокую эффективность сис.смы
обогрева- Так, гірн форсировагшых кусках из
холодного состояния, проведенных за 5 S 6 1,
разность температур по ширине флавиа °
не І-Ш шпилек не превысила 110—121) с, а
в зоне паровпуска — 60—80 “С	ппоке-
Расчет температурных напряжении, прове
денный по изложенной выше методике, пока
зал что при форсированных пусках пз холод
но, о и поостывшего состоянии после внедрим
системы обогрева фланцев и шпилек напРЯ
жХ в стенде в зоне паровпуска с учетом
влияния фланца не превышают
а напряжений во фланце в топ же зоне
230 МПа В зоне I—III шишки
в стенке не превышают 190—200 миа.
Улучшению температурного и напряженно
.г, состояния ЦСД способствовало его двух-
коритекое выполнение Снижение параметров
па?а омывающего внутреннюю поверхность
наружного корпуса, приводит к уменьшению
температурных перепадов в его паровпускной
части не менее чем на 20-25%. Во внутрен¬
нем корпусе ЦСД не возникает скстіько-нц-
бѵдь опасных перепадов температур, д
корпус выполнен сравнительно тонкостенным
я пазница в температурах пара, омывающих
' внутреннюю и наружную поверхности, не пр -
вытает 100 сС.
-тигагь 190-220 МПа (19,4-22,4 кге/мм3) 1
ба края фланца Однако фланец корпуса в -
зоне паровпуска такой свободы пе имеет,
поскольку с одной стороны связан малой по
датливостыо торцевой стенки корпуса к рас-
шипению в радиальном направлении, а с дру
“йР-всей іболочкой корпуса и внутренним
“‘’‘’поэтому напряжения во фланце в зонешіа-
ровпуска ЦСД могуч быть оценецы по форму
лам для защемленной балки
Исходя из характера распредели,, я тсъ
иературы по ширине фланца термические на¬
пряжения в зоне пароппуска могут быть оп
неделены [60] чз зависимости
о—19,6Л1фл,	(18 11)
тде if,,. —разность температур по ширине
фланца ЦСД ртзносЦтемпера^ „о ширтке
SZS?3ZnapoBK==>««an =
Za>»» ДО	пр“ ¥Р“Ж
температур свыше 450°С
При повышенной скороста
пара промперегрева, что ’«ас* Р® рсгѵтирования
эксл іуатации, особенно ярі. ^«сва иа'впрыск,
температуры пара с байт ■ еГу-т‘фдаЯция этой тем-
а твчже из-за	больших напряжений
^1Ш™А®??С^с^^^паровпУСКа Эти-напряжения
”4Х“ е V Z X ц ■»“B»s:
ры пара
К местной неплотности разъема может
„рртести Хаточно долгое (» ™"eZ
скольких часов при каждом пуске)
вис папряжишщ да^т“о"Р“°ькоких, чтобы ирхъоией роторов
Z “повъгщекиых температурах „ктеиеивгю „™,„. получещше
нусе ЦСД при пусках, а также для
KSahauXcS&a^f
^“вЦкойТс” бХ'Х ртвІ, системы явдя-
етея	30НЫ	““
256
18.5. ИССЛЕДОВАНИЕ РОТОРА ВЫСОКОГО
ДАВЛЕНИЯ
Экспсримевталыюе исследование темпера¬
турив” состояния роторов
пением значительных трудности!,
как с подсоединением проводов *4™““
измерительным приборам, так 11	1 че,
„„ей сверленіи" в теле ротора для получе
ння сведений о температурах различных
СЛ°Дчя турбин К-300-240 известны результаты
измерений температур только "ВУЧ« ио-
1	высокого н среднего диь
ленпя полученные ХТГЗ, и ротора среднего
давления полученные ВТИ. Поэтому при ре¬
шении вопроса о гермонапряжеяиом сОс.оь-
теплопроводности
• Испытанья системы cfccpc-і» греи,®» >-ТГЗ
и Доптсхэверго

, 4 ДЬІСПІМ Tt'meFa4PHbix напряхее-
ротора* могут оыть велотьзованьі раз-
Д “ ' А™1’1 ’™Ш” решения осесш,-
мегри інои задачи термоупругоггп
В частности, на ХТГЗ используется про¬
грамма решения такой задачи методом конец-
ны> алечешов, разработанная н Институте
проблем машиностроения АН УССР Оцетп я
температурных напряжений выполняется так¬
же по методике, изложенной в [421 где пока
заио хорошее совпадение результатов приве¬
денного приближенного решения с точным
Система впрысков на линии высокого дав¬
ления котла в принципе обеспечивает надеж¬
ное регулирование температуры свежего лара
?тоянТргЬЛ ОЦСИКИ ^«^напряженного со¬
стояния РВД при пусках из различных тепло-
нр’ХпгГпТ0ИГІИИ ,|Оказь|ЕЗЮА ЧТО ІЮ всей дли-
, ывд температурные напряжения не пре¬
восходят предела текучести	1
Определенного внимания заслуживает ое-
я<пм перевода блока на номинальное давііе-
ше свежего пара при ыуска\. Общепринятая
™ТКа ПУСК-ОВ "Р^полагает разворот и на
гружение, турбоагрегата на скользящем чав-
гѵ„Вб‘™ГеЖЯ0 Мра- При	иягрузке
Горбины, опредсяясиой воиюжметяи» «и
встроишь,х сепаратороЕ койа, про,гад™
™
t ®™ паря Этот процесс осуществляется пѵ-
ем одновременного прикрытия регулирующих
глапапов высокого давления и открытия S
ра,Тк'„т'-та”аГ"В “ °6вВДах B«P«mS в
ракі^котла задвижек при практически неііз-
іеннои его паропроизводительпости. Известію
ГО повышение давления перед гуобиной X’
еизменной температуре свежего пара поиво
пт к снижению температуры пара послГре-
этирующеи стулспи ЦВД. Это обстоятельство
пределяется двумя факторами'
Лк™'ШР0ВаШ'ЕѴ “а к'та“аІ,ах высокого
.„ГГГ™1™ тег™ого В'РЫШДЯ на рстѵ-
с1»'”™., вследствие тагспьшышя
епени парциальности
70% Иокя1І.тьио™окХ"а?тГ,'аХ ” 30 да
с точки зпения топітиі ' то о,гтпмальным
РВД яьХТ реС'ХалПХеча01п°ГСТМНга
кс ~90л MRt Zrr перевода при нагруз-
ратѵры „“а ваи'™ЕЬ,Ив20выш“™” темне-
30 мин	С R течение 20-
=5£й&";
І= «€
«нее бГ^с’™ “ “в™ть
При сбросах нагрузки с учегжавн™ ™
н Грбп ™спи>каим вда7П5а?с "ст"™,4™
№втся на давление 16 МПа,Ха U0 "С
точке —90 МПа Эти ,ц/<ІС'ММД’ 3 па Рзс"
- нрелколс^ХоЕ™
ка на давление 16 МПа.	Р ода бло"
В Действительности из чя тпгп „
ВОД осуществляется за 1-2 .Г ' ™ пере'
s s
МИ. Провелсчімяя ДА котлом немзменны-
11ни±’сдсиная оценка іюкячяпя г-т^ „ ,
™ pt“K¥ р^
пряжения —иреде„я nPJl’vu„„LMnepaT-Рньте Н2-
- 1Р’-Д€ла текучести стали ЭИ-41 п
из которой выполнен РВД
18.6. ИССЛЕДОВАНИЕ РОТОРА СРЕДНЕГО
ДАВЛЕНИЯ
РСДаппаичнлТПераТ^рНЬІХ полб® и напряжений
» Жц* ™ тем Же	™о
учитывался
мет
в [44]. Для РСД
’ывают сколько-ни-
^темпсратурнсго со-
пара при
неизменной. Из-
тешіоотдачи приво¬
де уровня темпера-
257
St-”- ла
.рхіецпямн график дерево іа блока j
’А™™,.1-'““™“ ычтатш ПріАие й-
туре кар» лотка,ощег„ '
1163	’	’
методикой, изложенной f
сбросные режимы не вызываю!
оудь заметного изменения '
СТОЯНИЯ, поскольку температура
сбросе остается практически --
менение коэффициентов тепл,
дит к некотором)/ снижению у

тур, происходящему медленно и без измене¬
ния температурных перепадов.
При пусках из различного теплового состо¬
яния РСД находятся в достаточно тяжелых
условиях. Расчеты температурных полей по¬
казывают, что при пуске из холодного состоя¬
ния, выполняемом по инструкции, разность
температур между внутренней и наружной по¬
верхностями РСД в зоне 2-й ступени к копцу
разворота и началу нагружения достигает
120—140 СС в зависимости от исходного тепло¬
вого состояния РСД, определяемого длитель¬
ностью подачи пара на переднее концевое уп¬
лотнение.
В реальных пусках разности температур
достигают того же уровня, если исходная тем¬
пература кара перед толчком турбины близка
к температуре, определенной инструкцией по
эксплуатации В действительности уровень
начальной температуры пара часто оказывает¬
ся намного выше, чем предусмотрено инструк¬
цией, что в первую очередь связано с неудов¬
летворительным качеством регулирования
температуры пара перед. ЦСД. Наряду с вы¬
соким уровнем начальной температуры пара в
практике эксплуатации наблюдаются кратко¬
временные забросы температуры при переходе
регулирования температуры пара промперег¬
рева с байпаса на аварийный впрыск, при ко¬
торых скорость повышения температуры пара
во много раз превосходит скорость по инструк¬
ции (один из таких забросов температуры по¬
казан на рис. 18.12). В этих случаях перепады
температур по радиусу ротора могут дости¬
гать 200 °C. Уровень термических напряжений
при этом превышает 500 МПа. Немногим ни¬
же в этом случае и температурные напряже¬
ния в роторе d зоне переднего концевого уп¬
лотнения.
Как уже отмечалось, для улучшения каче¬
ства регулирования температуры пара перед
ЦСД необходимо скорейшее внедрение пуско¬
вого впрыска с использованием его в диапа¬
зоне нагрузок до 80—100 МВт, что позволит
снизить температурные напряжения в РСД
при пусках.
При пусках из неостывшего и горячего со¬
стояний температурные напряжения в началь¬
ный период могут быть велики при несоответ¬
ствии температуры пара, подаваемого па уп¬
лотнения, температуре металла ротора.
Схема подачи пара с разделением коллек¬
торов, разработанная ХТГЗ и внедренная на
электростанциях, позволяет подавать пар на
уплотнения с температурой, близкой к темпе¬
ратуре металла ротора. По этим же сообра¬
жениям целесообразно при коротких остано¬
вах подавать на уплотнения пар высокой тем¬
пературы. В случае остановов большей про¬
должительности целесообразно срыв вакуума
258
выполнять сразу же после перехода на враще¬
ние роторов валоповоротным устройством.
Максимальная разность температур по
радиусу ротора при пусках из неостывшего
и горячего состояния возникает при нагруз¬
ке 80—100 МВт. Это связано с достаточно
быстрым подъемом температуры пара в этом
диапазоне пагрузок. Значение максимальной,
разности температур при пуске из неостывше¬
го состояния, как правило, больше, чем из
горячего, из-за существенно большего перепа¬
да между исходной и конечной температура¬
ми пара в этом режиме. При пусках по инст¬
рукции из неостывшего состояния максималь¬
ная величина температурных напряжений,
не превосходит 0,6—0,8 предела текучести..
Последний может быть превзойден только при
значительных отклонениях в скорости подъ¬
ема температуры пара от предусмотренных
инструкцией значений.
Необходимо отметить, что для роторов
высокого и среднего давления выше приведе¬
ны данные по термонапряженному состоянию
без учета концентраторов
Исследования термопапряженного состоя¬
ния роторов нельзя считать законченными.
На ХТГЗ проводятся работы по комплексному
исследованию термонапряжепного состояния
и долговечности роторов в нестационарных
режимах.
18.7. ВИБРАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ТУРБОАГРЕГАТА
Причинами вибрации турбины, ее деталей,,
паропроводов, площадок, фундамента и грун¬
та могут быть: вращающиеся массы, потоки
пара, колеблющиеся детали.
На работающей турбине вибрирует каж¬
дая деталь, ио в разной степени Об общей
вибрации турбины принято судить по вибра¬
ции на подшипниках, по этой же вибрации
косвенно можно судитъ и о вибрации ротора.
По способу возникновения различают ви¬
брацию, которая возбуждается потоками пара
п за счет небаланса вращающихся частей'
турбины.
Наиболее частой причиной вибрации явля¬
ется небаланс ротора Небаланс может быть
допущен при изготовлении, па монтаже и
в процессе эксплуатации В процессе эксплу¬
атации небаланс появляется в переменных
режимах, при пусках, остановах и изменениях
параметров, неравномерных прогревах и от¬
ложениях солей. Вибрация может усиливаться
при холодном масле, переносах и больших за¬
зорах в подшипниках и эллипсности шейки.
Различают вибрацию неподвижных частей
турбины в трех направлениях: вертикальную,
продольную и поперечную Вертикальная и
поперечная вибрация возникает от періюдиче-
ских сил, действующих в плоскости вращения.
Вызываются такие силы плохой центровкой,
эллиптичностью и небалансом. Продольная
вибрация возникает из-за биения гребня упор¬
ного подіи циника, расцентровьи, неправильной
работы подшипника
Енбрацпя может также возрастать при
ограничениях теплового расширения и, как
следствие, отставания опорных поверхностей
и низкой жесткости опор.
Особую сложность вызвала в последнее
время низкочастотная вибрация, которая воз¬
никает с переходом па конструирование сверх¬
мощных турбип и вызывается циркуляцион¬
ными силами парового потока и масляного
глина.
В турбинной технике вибрационные зада¬
чи давно играли существенную роль, и осо¬
бенно они важны при концентрации огромных
мощностей в одном турбоагрегате. В этих
условиях важпое значение имеет вопрос кон¬
троля вибрационного состояния не только
турбоагрегата, по и его фундамента.
Современный уровень контроля вибрации
позволяет контролировать вибрацию ротора,
подшипников, фундамента, вибрацию лопа¬
точного аппарата, определять жесткость опор.
В условиях эксплуатации турбоагрегата
вполне достаточно измерять вибрацию на
подшипниках, однако в период освоения сле¬
дует вести контроль вибрации и ротора. Это
дает возможность па более раннем этапе
выявлять низкочастотную вибрацию и прини¬
мать своевременно меры. Вполне удобным
следует признать регистрацию вибрации, осо¬
бенно в переменных режимах работы турбо¬
агрегата, па тенту печатающей машинки. Это
позволяет анализировать изменение вибрации,
сравнивать j ровенъ вибрации при повторениях
режимов и освобождает от обработки при
обычной безцифровой регистрации-
Одной из особенностей турбин К-300-240
является то, что все первые критические
частоты вращения валопровода лежат ниже
рабочих частот вращения, В турбоагрегатах
с гибкими роторами при увеличении частоты
вращения зоны, соответствующие критическим
частотам вращения, необходимо проходить
ускоренно. Работа в этих зонах на фиксиро¬
ванных частотах запрещается. В то же время
фактические критические частоты вращения
могут отличаться от расчетных, которые ранее
определялись для случая абсолютно жестких
опор
С самого начала эксплуатации ХТГЗ
организована серия вибрационных исследова¬
ний турбоагрегата. Фактические частоты вра¬
щения валопровода были определены на
четырех турбоагрегатах различных электро¬
станций (Приднепровской, Новочеркасской,
Троицкой, Змиевской ГРЭС) Испытания
проводились НПО ЦКТИ, ВТИ, ЦКБ Гтав-
энергоремопта и ХТГЗ [54). Все фактические
частоты вращения оказались пиже расчетных
из-за влияния на ч>х подат ти опор
и слоя смазки.
После внесения конструктивных изменений
в турбину, которые могут отражаться на кри¬
тических частотах вращения, производились
уточнения этих частот. Так, например, исполь¬
зована жесткая промежуточная часть вала,
соединяющая роторы среднего н низкого дав¬
ления, вместо ранее применявшейся проме¬
жуточной части с двумя гофрами. Кроме
жесткого соединения РСД и РИД введена
также жесткая связь роторов низкого давле¬
ния и генератора вместо рапсе применявше¬
гося соединения с одной гофрой.
По данным проведенных исследований
установлены зоны, в которых запрещается ра¬
бота на фиксированных частотах вращения,
и зоны, которые при развороте турбины
необходимо проходить ускоренно.
Вибрационные исследования турбины выя¬
вили некоторые обстоятельства, которым
ранее уделялось недостаточное внимание
В первую очередь здесь должна быть отмече¬
на необходимость отстройки от резонанса
статорных деталеіі п узлов. Резонанс статор¬
ных деталей, особенно вблизи рабочей часто¬
ты вращения, приводит (при недостаточной
уравновешенности роторов и повышенной
податливости их опор) к интенсивным резо¬
нансным колебаниям системы опоры —ротор
при прохождении этих частот или работе
на них [54].
На турбинах К-300-240 обнаружены при
частотах вращения 46—48 с~‘і (2800—
2900 об/мин) резонансы опор ЦНД, генерато¬
ра, фундамента под опорами подшипни¬
ков re 1 и 2, а также резонанс отдельных
элементов фундамента в районе ЦІ1Д а
рабочей частоте вращения
Специальными испытаниями, проведении
ми на Змиевской ГРЭС (фундамент =->з
сборного железобетона) и на заводском
сгенде (металлический фундамент), выяв чего,
что отмеченные резонансные колебания опре¬
деляются частотными характеристиками опор
ЦНД. Для отстройки от резонанса и улу- ше-
пия виброхарактеристик опор разработаны
варианты реконструкции — повышена жест¬
кость картеров подшипников, усилены несу¬
щие элементы патрубка путем введения
дополнительных жесткостей и некоторого
увеличения толщины элементов конструк¬
ции.
Сравнительные испытания разработанных
конструкций на заводском стенде позвотили
выбрать оптимальный вариант, который
259

і-ізводстве
Д ія находившихся в эксплу атации турбин
принят необходимый объем ужесточения
и отработан режим сварки, обеспечивающий
минимальные доводки конструкций Установ-
чены дополнительные ребра жесткости у кар¬
теров подшипников в поперечном и вертикаль¬
ном направлениях, добавлен внутренний
разъем между верхней и ней половинами
выхлопного патрубка
Реконструкция патрубков ЦНД способст¬
вовала снижению уровня вибрации подшип¬
ников № 3—5, повысила запас от резонанса
по критическим частотам роторов низкого
и среднего давления и облегчила проведение
динамической балансировки агрегата в со т-
венных подшипниках
При испытаниях первых турбип обнаруже¬
но, что в ряде случаев уровень вибрации
подшипников превосходил допускаемый нор¬
мами ПТЭ В связи с этпм при производстве
т\рбнн повышены требования к статической
п динамической балансировке роторных двига¬
телей (54а] Ротор низкою давления турбины
проходил следующие этапы динамической
балансировки
балансировка дисков пятых ступеней
(с н цитирующим и лопатки грузами) на
специальном ва.іу и разгонные испытания
этих дисков;
балансировка РИД после насадки колес
первых трех ступеней обоих потоков,
балансировка РИД после насадки колее
четвертых ступеней и дисков пятых ступеней
(с имитирующими грузами) на обоих потоках,
балансировка после стендовых испытапі й
тхрбииы и облопачнвания последних ступеней.
Введение в эксплуатацию ба іаненровочно-
го агреіата типа «Шенк», в котором роторы
балансируются в вакууме на рабочей частоте
вращения, позволило балансировать роторы
с лопатками последней ступени, что привело
к дальнейшему улучшению качества завод¬
ской динамической балансировки
Для снижения технологического прогиба
ротора с насадками дисками уменьшены натя¬
ги дисков и увеличены осевые зазоры между
сіу лицами насадных дета лей.
ных плоскостей облегчило балансировку
турбины в собственных подшипниках на
электростанциях. Доступ к этим плоскостям
(на торце разгрузочного диска РСД, в сред¬
ней части вала РСД и РИД, на фланцах
полумуфт этих роторов) обеспечен без вскры¬
тия корпусов турбины и крышек опор
При исследованиях турбины обнаружена
низкочастотная вибрация в первом подшипни¬
ке, имеющем небольшую удельную нагрузку.
Для устранения нпзкочастотных колебаний
ротора на масляной пленке применена конст¬
рукция двухклпнового подшипника с умень¬
шенным верхним зазором и с перенесенным
маслоперепускным каналом в верхней полови¬
не вк іадыша, изменен іакже порядок откры¬
тия регулирующих клапанов высокого давле¬
ния № 5 и 6 таким образом, чтобы клапан № 6,
нагружающий подшипник, открывался раньше
клапана № 5
Выполнение разработанных мероприятии
привело к резкому снижению уровня вибрации
турбин К-300-240.
Как діравилс, при вводе в эксплуатацию
вновь монтируемых турбин не требуется их
подбатаксировка на э іектросіакциях, а уро¬
вень вибрации полностью соответствует hod-
мам ПТЭ.
Следует отметить, чго для поддержания
уровня вибрации в допустимых пределах при
длительной эксплуатации требуется строгое
выполнение требований заводских инструкций
Так, длительная работа с пониженной темпе¬
ратурой пара ведет к повышенной эрозии
входных кромок рабочих лопаток последней
ступени
Длительная работа на хо-тостом ходу
с ухущпепным вакуумом и включенными
впрысками в вых., оппых патрубках вызывает
эрозийный износ балансировочных грузов.
Вибрационное состояние агреіата' в про¬
цессе эксплуатации может ухудшаться из-за
расцснтровок, вызванных ухудшением ваку¬
ума в конденсаторе, и деформаций фундамен¬
та. Все это требуеі обеспечения тщательного
контроля за вибрационным состоянием агре¬
гата и своевременного устранения причин его
ухудшения в эксплуатации
Глава девятнадцатая
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭКОНОМИЧНОСТИ, НАДЕЖНОСТИ
И МАНЕВРЕННОСТИ ТУРБИНЫ
19Л. ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТУРБИНЫ
В процессе эксплуатации турбип К-300-240
проведены исследования, касающиеся эконо¬
мичности, надежности и маневренности этих
60
агрегатов. Выходе иеслетованнй выявлен ряд
возможностей повышения эксплуатационных
свойств турбоустановки и блока в целом
Поэтому ХТГЗ разработан проект модерниза¬
ции турбины и начат выпуск модернизиро¬
ванной турбины (К-300-240-2) [32]. Одновре¬
менно разработан комплекс мероприятий по
совершенствованию выпущенных турбин, ко¬
торый последовательно осуществляется на
электростанциях. В этот комплекс вошли
почти все работы, осуществленные на модер¬
низированной турбине. Опыт эксплуатации
и проводимые исследования дают обширный
материал для работы над улучшением показа¬
телей надежности, экономичности и маневрен¬
ности турбин К-300-240 и К-300-240-2. Следует
отметить, что работа пад совершенствова¬
нием эксплуатационных показателей турбин
К-300-240 и К-300-240-2 продолжается. Ниже
рассматриваются основные мероприятия, раз¬
работанные и осуществленные ХТГЗ
В проточной части ЦВД применялись
диафрагмы с развитой системой силовых
стоек На основании теоретических и экспери¬
ментальных работ создан новый профиль
с моментом сопротивления, увеличенным за
счет удлинения входной части. Это уд¬
линение осуществляется прямолинейными об¬
разующими, создающими конфузорность вход
ною участка капала
Такой способ образования профилей по¬
зволяет изменять число каналов диафрагмы
в соответствии с требованиями вибронастрой-
ки без ущерба для Прочностных характерис¬
тик диафраімы и использовать решетки
профилей разных типов с оптимальными гео¬
метрическим® характеристика ми
Для повых ступеней к. п. д повысится
•на 3—3,5 %, а для ЦВД внутренний относи¬
тельный к п. д по данным испытаний на
Трипольской и Зм невской ГРЭС соста¬
вил 84—85 %-
Аэродинамика проточной части ЦСД
улучшена за счет того, что для ступеней, пе
имеюших ленточного бандажа, ликвидирова¬
ны отрицательные перекрыти у вершин рабо¬
чих лопаток. Для уменьшения утечки через
концевое лабиринтовое уплотнение применена
конструкция направляющего аппарата, заво
димого по наружному и внутреннему щиамег-
ру в •соответствующие пазы корпуса. В ре¬
зультате внедрения этих мероприятий к. п д.
для ЦСД увеличен на 1,5—2 %.
Наиболее су шественным изменениям под¬
вергнута проточная часть ЦНД. Модерниза¬
ция проточной части ЦНД заключалась в со¬
здании -более плавного меридионального
обвода и переходе к более совершенным про¬
филям сопловых аппаратов Отличительной
■особенностью повой проточной части явились
конические периферийные обводы сопловых
аппаратов и значительные положительные
перекрыти у вершин рабочих лопаток. В этих
условиях создается возможность обеспечения
минимально деформированных линий потока,
что способствует стабилизации параметров
потока между ступенями. Положительные
перекрыти у вершин рабочих лопаток в нео-
бандажеиных ступенях уменьшают потери
•от утечки л способствуют лучшему вчагоуда¬
рению. В сопловом аппарате последней ступе¬
ни применены полые -направляющие лопатки,
•снабженные прорезями для удаления влаги,
поступающей с предыдущей ступени.
Для }меныиепия потерь давления в па¬
трубках и трубопроводах III отбора, что
связало с наличием в литье нижней половины
ЦСД острых кромок на входе в патрубки
и неравномерным распределением расходов
по двум трубопроводам Ш отбора, улучшена
аэродинамика камеры III отбора и организо¬
вана перемычка между паропроводами до
обратных клапанов.
Улучшение переходных характеристик
сопротивлений по тракту тепловой схемы до¬
стигнуто применением запорной арматѵры
с меньшим коэффициентом сопротивления.
Для ликвидации постоянных потерь тепла
из-за перстечек между подогревателями вы¬
сокого давления и ПНД № 5 за счет каскат-
■ной схемы отсоса парогазовой смеси из па¬
рового пространства ПВД разделена линия
отсоса газов из ПВД и ПНД. Опыт эксплуа¬
тации и тепловые -испытания блоков показа¬
ли, что -выделение газов в ПВД незначитель¬
но, и удалены > дос точно производить
периодически
Экономичность схемы повышается при
увеличении температуры питательной воды
до 273 °C Это достигается передо том пита¬
ния ПВД № 8 паром после 8-й ступени ЦВД
вместо пара из отбора за 9-й ступенью, как
было предусмотрено первоначальным проек¬
том Для реализаций этого мероприятия
изменена конструкция обоймы ЦВД, в кото¬
рой размещены теперь диафраімы 9—П-й
ступеней и уменьшены выходные сечения
диафрагмы 9-й ступени.
Непроизводительные потери теплоты при
работе турбипы на часіичных нагрузках лик¬
видированы путем модернизации дренажно¬
продувочной схемы. Для этого установлены
индивидуальная запорная арматура Dy 40 аа
продувочных линиях перепускных паропрово¬
дов ЦВД, а также постоянно действующие
продувки меньшого диаметра (£>у20) между
этими паропроводами, что обеспечивает про¬
дувку клапанов, находящихся в закрытом по¬
ложении Повышение кпд для ЦВД при
нагрузках менее 250 МВт составило за счет
внедрения этих мероприятий около 2%.
Для уменьшения утечек из-за коробления
корпуспых элементов применены двустенная
конструкция ЦСД и экранирование обой¬
мы ЦНД
2G1—

Во всех цилиндрах на основании проведен¬
ных расчетных и экспериментальных работ
произведена корректировка зазоров в проточ¬
ной части Установлены минимально допусти¬
мые осевые и радиальные зазоры, что позво¬
лило уменьшить потери от утечек и соответ¬
ственно ПОВЫСИТЬ К. II Д.
Тепловыми испытаниями	турбины
К-300-240-2, проведенными на Трипольской
ГРЭС, установлено, что при нагрузке
300 МВт удельный расход тепла составляет
7688 кДж/(кВт-ч). Уровень удельного расхо¬
да тента на турбинах Іу-300-240 зависит от
объема проведенной модернизации.
19.2. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И УЛУЧШЕНИЕ
МАНЕВРЕННЫХ ХАРЛКТЕРМСТИ< 1YKMW
Одним из коренных усовершенствований,
осуществленных при модернизации турбины,
является разработка двустенной конструкции
ЦСД в части, работающей в зоне высокой
температуры пара. Благодаря внутреннему
корпѵсу (в котором расположены три первые
ступени) наружный корпус омывается паром
пониженной температуры. Пар подводится
к ЦСД от двух клапанов, установленных по
бокам цилиндров на дугообразных патрубках.
Наружные присоединения выполнены фланце¬
выми, а с горловинами внутреннею корпуса
паровпускные патрубки соединяются тепло¬
подвижными соединениями с поршневыми
кольцами. Применением двустепной конструк¬
ции улучшено тепловое состояние зоны паро-
впѵска, практически ликвидировано коробле¬
ние наружного корпуса ЦСД, а также повы¬
шены маневренные характеристики турбины
благодаря снижению диапазона относитель¬
ных перемещений РСД при цг-тационарных
режимах.
Уровень температур металла в зоне лап
при этом существенно ниже, что приводит
к выравниванию поля температур в передней
части корпуса и обеспечивает более надежную
работу как фланцев горизонтального разъема
в этой зоне, так и обойм уплотнений. Благо¬
даря новой конструкции узла присоединения
корпуса уплотнений к головной части корпуса
ЦСД, при которой обеспечивается свобода
тепловых расширений, устранено влияние на
уплотнения деформаций наружного корпуса
и уменьшена возможность возникновения
задеваний в концевых уплотнениях.
В модернизированной системе обогрева
фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД подача пара
осуществляется в обнизку фланцев горизон¬
тального разъема, откуда через зазоры между
фланцами и шпильками пар подаелся в на¬
ружные короба.
262
Поскольку пар на обогрев отбирается из
межцилиндрового пространства, наружная
п внутренняя полости омываются теплоносите¬
лем с близкой температурой. Благодаря новой
системе обогрева удалось существенно сокра¬
тить продолжительность пуска турбины из
холодного и неостывшего состояний при со¬
блюдении допустимых разностей температур
во фланцевых соединениях ЦВД и ЦСД
и предотвратить пропаривание горизонталь¬
ных разъемов.
Новая система охлаждения выхлопных
патрубков ЦНД разработана для выравнива¬
ния поля температур патрубка, уменьшения
расхода конденсата и снижения уровня эрозии
выходных кромок последних ступеней Систе¬
ма охлаждения включает кольцевой коллектор
с форсунками для впрыска распыленного
конденсата в поток пара, выходящего из ра¬
бочих лопаток последней ступени. Коллектор
с форсунками устанавливается на направляю¬
щем листе вблизи периферии рабочих лопаток.
В результате проведенной модернизации
несущая способность упорного подшипника
повысилась почти в 2 раза.
Для повышения вибропрочности облопачи-
вания модернизации подверглись 5-я и 6-я
ступени ЦСД и все пять ступеней ЦНД.
Модернизация 5-й ступени ЦСД проводилась
как путем повышения вибропрочностп самой
«лопатки, так и путем уменьшения возмущаю¬
щих сил, воздействую и на рабочие лопатки
этой ступени.
Вибропрочность лопаток повышена за счет
изменения* конструкции хвостового соедине¬
ния. Ленточный бандаж выполнен с шипом
и пазом для стыкования пакетов по скользя¬
щей посадке. Уменьшение воздействия возму¬
щающих сил достигается удалением фланце¬
вых перемычек в месте отбора, выравниванием
потока по окружности и изменением числа
лопаток в диафрагме. На 6-й ступени, как
и на 5-й, двухопорный хвост заменен на более
мощный. В ЦНД на 1-й ступени изменено
число направляющих лопаток, увеличена хор¬
да, выполнены щип и паз для стыковки
между пакетами. Во 2-й ступени двухопорный
хвост заменен на трехопорный В 3-й ступени,
которая перепроектирована, увеличена актив¬
ная длина лопатки. Лопатки последней ступе¬
ни в облопаченном колесе детально исследо¬
ваны во вращении на вибрационном стенде.
На основании полученных результатов
выработаны рекомендации по проектированию
и эксплуатационным режимам. Новая конст¬
рукция диафрагмы последней ступени с улуч¬
шенными аэродинамическими характеристика¬
ми способствует обеспечению заданного
распределения давлений в межвенцовом за¬
зоре.

Большой объем опытно-исследовательских,
расчетно-конструкторских и эксперименталь¬
ные работ позволил в значительной степени
'Повысить надежность лопаток всех цилиндров
п рбииы.
Для улучшения вибрационного состояния
валопровода произведено ужесточение опор
ЦНД, z для ликвидации явлений низкоча¬
стотной вибрации на передней опоре приме¬
нен двухклиновой подшипник.
Наряду с совершенствованием конструкции
турбины серьезной модернизации подвергнуты
также отдельные элементы тепловой схемы.
Первые турбины вводились в эксплуатацию
.для работы в блоках, имеющих различные
пусковые схемы. Так, схемы блоков выполня¬
лись со встроенными и выносными пусковыми
■сепараторами, с одноступенчатым сбросом
пара в конденсатор (схема с одним БРОУ)
и двухступенчатым байпасированием турбины
(схека с БРОУ-1 а БРОУ-2). Примѣнялись
также схемы, в которых кроме байпасных ли-
~яи® с БРОУ имелись еще две линии обводов
с РОУ Схемы блоков отличались по техноло¬
гии растопки котла, режима прогрева и пуска
турбины и т. д.
Опыт эксплуатации блоков с различными
схемами позволил определить как типовую
схему моноблока (с одним котлом) со встро
енцыми пусковыми сепараторами и о ту-
пенчатым байпасированием турбины.
Схема моноблока позволяет существенно
сократить количество пускозапорной армату¬
ры и трубопроводов, произвести укрупнение
вспомогательного оборудования и оптимизи¬
ровать технологию пуска турбины.
В турбине К-300-240-2 вместо двухннточ-
ных ПВД применены три укрупненных ПВД,
установленных в одну нитку; укрупнены кон¬
денсатные насосы; выполнена' двухннточная
-схема паропроводов св его пара и пара го-
ряче~о промперегрева
Выбор оптимального режима прогрева и
пуска турбоустановки во многом зависит
от правильной организации схемы прогрева и
дренирования основных узлов турбоагрегата и
трубопроводов
При модернизации дренажной схемы вы¬
полнено разделение на дренажные линии, слу¬
жащие дтя удаления влаги и небольшого ко¬
личества пара в конце дренирования, и проду¬
вочные линии Последние предназначены для
прогрева паропроводов, корпусов блоков па¬
рораспределения и корпусов турбины, а также
Удаления влаги из них. В частности, при мо¬
дернизации Дренажно-продувочной схемы
предусмотрена установка индивидуальной за¬
порной арматуры па продувочных линиях
главных паропроводов после ГПЗ и паропри-
•емных камер блоков парораспределения для
обеспечения полного расхаживания стопорных
клапанов, предусмотрена также установка об¬
ратного клапана Dy 100 на общем коллекто¬
ре продувок перепускных паропроводов ЦВД
для предотвращения попадания охлажденного
пара из продувочного коллектора обратным
потоком в перепускные трубы при подготови¬
тельных и пусковых операциях. Конкретизи¬
рованы места установки арматуры для предот¬
вращения скопления конденсата над запор¬
ным вентилем и симметричная трассировка
параллельных продувочных линий во избежа¬
ние неодинаковых гидравлических сопротив¬
лений в них.
Для упрощения компоновки и повышения
надежности объединены линии прогрева и
обеепаривания системы промперегрева в од¬
ну со сбросом пара в специально устанавли¬
ваемое третье пароприемное устройство с па¬
роохладителем в переходном патрубке конден¬
сатора
Ь целях предотвращения образования тре¬
щин в присоединительных патрубках и стен¬
ках расширительного бака, теплонапряжен¬
ность которого велика, введено охлаждение
расширительного бака РБ-б путем впры.-ка
конденсата в паровое пространство.
При проведении подготовительных и пус¬
ковых операций, когда вакуум в конденсато¬
ре низок, температура конденсата перед обес¬
соливающей установкой оказывается выше,
чем это допускается по условиям работы
фильтров обессоливания. Вследствие этого
при пусках блока иногда приходится сбрасы¬
вать горячий конденсат в циркуляционный во¬
довод помимо блочной обессоливающей уста¬
новки.
Для предотвращения повреждения фильт¬
ров либо байпасирования обессоливающей
установки предусмотрена двухпозиционная
схема поддержания уровня в конденсаторе.
Клапан регулятора уровня в конденсаторе за
счет установки на блочном щите управления
специального переключателя переводится в
режим работы по двум установкам (фиксато¬
рам положения)
режим 1—пусковой режим, при котором
поддерживается нормальный (па 450 мм вы¬
ше днища конденсатора) уровень;
режим 2—рабочий режим, при котором
поддерживается нормальный (на 450 мм вы¬
ше днища конденсатора) уровень. Изменение
уровня в конденсаторе нс превышает при этом
±50 мм заданного
Для упрощения компоновки турбоустапов-
ки и более рационального использования теп¬
лоты дренажей ИНД применена двухкаскад¬
ная схема дренажей ПНД, по которой пре¬
дусматривается откачка специальным насосом
дренажа греющего пара ПНД № . в трубо-
253

провод основного конденсата после ПНД № 4
Это позволяет отказаться от расширительного
бака дрепажей объемом 3,5 м®.
По мере накопления опыта эксплуатации
турбин мощностью 300 МВт совместно с на¬
учно-исследовательскими и наладочными ор¬
ганизациями ХТГЗ непрерывно совершенство¬
вались методы и технология пуска, что нашло
отражение в соответствующей технической до¬
кументации и в публикациях. Внедрен но¬
вый метод пуска, который позволяет упрос¬
тить подготовительные и пусковые операции
по блоку, уменьшить общее время и непроиз
водитсльные расходы теплоты
Методика пуска предполагает совмеще¬
ние прогрева промисрсгрева с начальным эта¬
пом повышения частоты вращения роторов до
15-5-16,5 с-1 (900—1000 об/мин). При этом
вращение роторов осуществляется за счет про¬
пуска пара только через ЦВД при обес-
пареппых цилиндрах среднего и низкого дав¬
ления
Пар после ЦВД поступает по трубопрово¬
дам холодного промперегрева во вторичный
перегреватель котлоагрегата, прогревает паро¬
проводы горячего промперегрева и через
сбросной клапан объединенной липин прогре¬
ва и обеепаривания промперегрева направля¬
ется в специальное пароприемное устройство
конденсатора.
К моменту достижения частоты вращения
15—16,5 с~1 паропроводы иромперегрева успе
вают прогреться до необходимой температуры,,
после чего повышение частоты вращения ро¬
торов до номинальной осуществляется откры¬
тием клапанов ЦСД с постепенным закрытием
задвижек за сбросным клапаном.
Такой способ пуска может осуществляться
при исходной температуре металла паровпус¬
ка ЦСД выше 100 °C. При более низкой тем¬
пературе паровпуска ЦСД пуск производится
при открытых клапанах ЦВД и ЦСД.
Рассмотренный комплекс мероприятий су¬
щественно повысил эксплуатационную надеж¬
ность турбин К-300-240 и К-300-240-2.
ХТГЗ продолжает работать над улучше¬
нием эксплуатационных качеств турбин мощ¬
ностью 300 МВт. В числе важных вопросов,,
требующих решения, здесь могут быть назва¬
ны отработка режимов эксплуатации блока
на скользящем давлении свежего пара при
частичных наірузках, отработка режима плав¬
ного повышения давления до полного, разра¬
ботка способов плавного регулирования темпе¬
ратуры пара промперегрева, разработка пу¬
тей автоматизации пусковых режимов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Абалаков Б, В., Банник В. П„ Резников Б. И.
Монтаж паровых турбин и вспомогательного обору¬
дования —М. Энергия. 1966 —320 с.
2 Арсеньев Г. В, Молчанов Е. И., Алешин А И.
Напряженное состояние ротора высокого давления тур¬
бины К-300 240 ХТГЗ при сбросе нагрузки до холостого
хода —Электрические станции, 1971. № 3, с. 36 -37.
3. Архииов П. С., Флак ІО. В., Михайловцев Е. И.
Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата
К-300-240 ХТГЗ второй модификации.—М- СПО
ЭРГРЭС, 1976 — 35 с
4 А. с. № 374489 (СССР). Поверхностный конден¬
сатор/ Асланян Г Н., Трофименко Т А. Фридман Э. Е.,
Черненко В М. Опубл в бгол. «Открытая Изобрете¬
ния Промышленные образцы Товагные знаки», 1973
№ 15, с 82.
5.	Берлянд В. И., Соколовская С. С., Ферман Л. Л.
Напряженное состояние жестких линзовых компенсато¬
ров — Энергомашиностроение, 1972, К» 4, с 21	24
6.	Берлянд В. И., Третьяк Іі. В, Расчет термоупру¬
гого и деформированного состояния в цилиндрах паро¬
вых турбип — В кн • Энергетическое машиностроение
Харьков, 1970, вып 8
7	Веллер В. Н. Автоматическое регулирование па¬
ровых турбин — М : Энергия, 1977 — 406 с
8	Веллер В. Н. Отклики па статью М М Пчелцна
«Повышение надежности работы системы смазки со¬
временных мощных турбоагрега — Электрические,
станции. 1971, № 9, с 89
9	Вишнивецкий М. Г., Орлов И. И., Мищенко ІО. И.
Повышение надежности опорных подшипников и вибро-
устойчивости роторов мощпых турбоагрегатов —Энер¬
гомашиностроение, 1972, А’е 7, с 5	7
10	Влияние влажности на коэффициент полезного
действия ступеней низкого давления мощных турбин/
Кириллов И II, Косяк Ю. Ф, Носовицііий А И.
и ДР —Тептоэнергетика, 1970, № 6, с 35—38
11	Влияние режимных факторов на величину' ди¬
намических напряжений в рабочих лопатках турбинной
ступени/ Шнеэ Я И, Пономарев В Н., Слабчен-
ко О Н и др —Теплоэнергетика, 1974, J\S? 1, с. 49	52
12	Водяная система регулирования паровых тур¬
бин/ Веллер В. Н, Киракое.янц Г. А Левин Д М,
Лыско В В — М Энергия, 1970 —263 с.
13	Воронков С. Т., Исэров Д. 3. Тепловая изо¬
ляция паровых турбин напылением. — М - Энергия
1973 — 120 с.
14	Галацан В. И., Иоффе В. ІО. Режимы прогрева
и остывания блоков клапанов и перепускных трубопро¬
водов высокою давления турбины К 300-240 ХТГЗ

м- ІІИИИНФОРМТЯЖМАШ, 1969, № 3-69-1
15	А. с. № 273213 (СССР). Устройство дчя обр
ірева фланцев и шпилек корпуса паровой тѵрбицы/
Галацан В. Н, Иоффе В Ю и др. Опубл 'в бюл
«Открытия Изобретения Промышленные образцы. То¬
варные знаки», 1970, № 20, с. 35.
16	Галацан В. Н., Поляков В. С„ Брагинский Г. П
Определение температурных полей корпусов турбины
К-300-240 ХТГЗ во время пуско-наладочных п режим¬
ных испытаний на Приднепровской и Троицкой
ГРЭС — VI. НПИИНфОРАІТЯЖМАШ, 1967 № 3-67-7
с J6—22
17	Гальперин И. И. Динамические системы—М.
Энергия, 1970 —268 с
18	Дизеико С. А., Пикур 9. А., Рохленко В. Ю..
Применение электронных моделей для расчета и иссле¬
дования систем реі улпровапия паровых и газовых тур¬
бин. — В кн: Современные методы расчетов в машино¬
строении с применением электронных вычислительных
машин —Харьков, 1966, с 31
19	Жаров А. п. Предупреждение аварий подшип¬
ников паровых турбин. — М-. Энергия, 1974.— 112 с.
20	Жирицкий Г. С, Стрункин В. А. — Конструкция;
и расчет на прочность детали паровых- и газовых тур¬
бин — VI. Машиностроение, 1968. — 520 с
2] Иванов В. А. Режимы мошпьгх паротурбинных
установок — Л - Энергия, 1971 —279 с
22	Испытания на сброс нагрузки мощных энерге¬
тических блоков тепловых электростанций. — Экспресс-
информация Сер Теплоэнергетика, 1970 вып 4
23	Исследование некоторых маневренных характе¬
ристик турбоустановок К-300-240 ХТГЗ с помощью
математической модели/ Шубенко ПЬ бин Л А, Ко¬
сяк Ю Ф, Палаши \ А, Станиславский В Я, Файн-
штейн А С — Энергомашиностроение. 1971. К» 5
с. 3—6
24	Исследование экономичности модернизирован¬
ной турбины К-300-240-2 ХТГЗ/ Тепяицкий М. Г, Про¬
копенко А Г, Архипов П С, Пырч В А., Красно
штан Н Н —Теплоэнергетика, 1974, № 9, с 58—63
25	Казанский В. Н. Системы смазки паровых тур¬
бин — М - Энергия, 1974 —222 с
26	Капелович Б 9. Эксплуатация паротурбинных,
установок.— М Энергия, 1975 —287 с
27. Кирсанов И. Н, Конденсационные установки —
М -Л. Энергия 1965 — 375 с
265

28	Косяк ІО. Ф., Станиславский В. Я. Схема тур-
гбоустановки К-300-240 ХТГЗ с укрупненным оборудо¬
ванием — Электрические станции, 1970, № 6, с 27—29
29	Левченко А. И., Либстер А. Ш. Расчет оболо¬
чек вращения применительно к корпусам паровых и
газовых турбин —Труды ЦКТИ, 1959, выт 96
с. 85—91
30 Лернер Е. И., Станиславский В. Я. Конденсато¬
очистка турбо} становой К-300-240. — Электрические
стациии, 1968, As 12, с. 5—8
31.	Михайлов-Михеев П Б. Справочник по метал¬
лическим материалам турблпо- и моторостроения —
М.-Л Машгиз, 1961 —838 с.
32.	Модернизированная турбина К-300-240-2 Харь¬
ковского турбинного завода/ Саввин В Н, Ко¬
сяк ІО. Ф, Соболев С. П, Сухинин В. П. и др —Теп¬
лоэнергетика, 1972, № 11, с. 5—11.
33 Некоторые результаты исследования и пути мо¬
дернизации тепловой схемы турбоустановки К-300-240/
Шубенко-Шубин Л А, Станиславский В. Я-. Пала¬
ши А. А, Файнштеіін А. С. — В ки Динамика тепло¬
вых процессов Материалы V республиканского семи¬
нара — Киев. Паукова думка, 1975, с. 39—43
34. Некоторые вопросы модернизации блока
300 МВт с турбинами К-300-240 ХТГЗ/ Зыков С А.,
Станиславский В. Я., Пискарев А. А, файн-
штейн А. С. — Энергомашиностроение, І969, № 3,
с 5—8.
35 Немиров В. С., Рохленко В. Ю. Некоторые кри¬
терии качества компенсированных гидравлических схем
регулирования паровых турбин. — Энергомашинострое¬
ние, 1964, № 6, с. 4—8
36.	Об опыте внедрения макета в проектировании
турбоустановки К-300-240/ Косяк Ю. Ф., Любаров-
скип А. М., Лернер Е И, Станиславский В. Я —
Энергомашиностроение, 1969, № 10, с. 1—3.
37.	Обоснование целесообразности получения допол-
-нитечьііой мощности на блоках 300—1000 МВт/ Зы¬
ков С А, Будницкий Д. м„ Мочан С И, Кор-
леев Н Н., Шубснко-ІПубин Л. А., Соболев С. П.—
Теплоэнергетика, 1966, № 3, с. 7—13
38 Олейников Е. Г. Электрические методы кон¬
троля паровых турбин—М.—Л. Энергия, 1965.—
136 с
39. Опыт пѵсхов турбины К-300-240 ХТГЗ имени
С М Кирова с использованием системы обогрева флан¬
цев и шпилек/ Косяк Ю Ф, Прокопенко А. Г, Иоф¬
фе В ІО, Щербина А. В, Сухарев Ф. М, Калашни¬
ков В П. — Теплоэнергетика, 1968, № 12, с. 2—6.
40	Организация схемы дренажей мощных турбо-
■установок да сверхкритические параметры пара/ Ко¬
сяк Ю Ф, Гранов В. Е, Станиславский В Я, Иоф¬
фе В ІО —Теплоэнергетика, 1968, № 3, с. 32—36.
41	Первый опыт пуска и эксплуатации головного
образца турбины К.-300-240 ХТГЗ/ Косяк Ю. Ф, Гала-
цан В. Н, Поляков В. С и др. — Теплоэнергетика,
1965,	11. с 2—12
42	Плоткин Е. Р. О расчете температурных напря¬
жений в цельнокованых роторах паровых турбин. —
Теплоэнергетика, 1972, № 5, с 07—70.
266
43	Плоткин Е. Р., Берлянд В. И., Шварц А. В.
Влияние фланцев горизонтального разъема на темпера-
тхрные напряжения в стенке корпуса турбины —Энер¬
гомашиностроение, 1971, № 10, с. 9—II.
44	Плоткин Е. Р., Муратова И. В., Поляков В. А.
О красных условиях при расчете температурного поля
роторов паровых турбин. — Теплоэнергетика, 1972, № 4,
с. 30—34.
45	Пономарев С. Д. Расчет и конструкция витых
пружін —М: ОНТИ, 1938 —352 с.
46	Правила технической эксплуатации электриче¬
ских станций и сетей —Изд. 13-е. — Мл Энергия,
1977 —288 с.
-17 Прочность паровых турбян/ Шубенко-Шу-
бин Л. А, Гернер Д. М, Зельдсс И. Я-, Ингульцон В. Л.
и др —М.: Машиностроение, 1973 — 456 с.
48	Результаты внедрения водяных систем регули¬
рования паровых турбин/ Фридман А. Е., Глазер Ф. К.,
Клурфельд А. И, Рожанский В Е-, Рохлеико В Ю —
Электрические станции, 1970, № 9, с. 29—33
49	Результаты режимных испытаний турбины
К-300-240 ХТГЗ при пуске на скользящих параметрах
пара/ Косяк ІО. Ф, Галацан В Н, Брагинский Г. П.
и др —Теплоэнергетика, 1967, № 12, с. 6—12.
50. Рожанский В. Е., Клурфельд А. II. Блок паро¬
распределения турбины К-300-240. — В кн.: Парогазо-
т\ рбостроение на ХТГЗ им. С. М. Кирова.— М.:
НИИИпформтяжмаш, 1969, с. 20—25
51 Розенберг ІО. А. Влияние смазочных масел на
надежность и долговечность машин—М' Машино¬
строение, 1970 — 312 с.
52.	Саввин В. И. и др. Турбины ХТГЗ на насыщен¬
ном парс для атомных электростанций —Теплоэнерге¬
тика, 1971, № 4, с. 15—23.
53.	Смелышцкий С, Г., Казанский В. Н. Новая
конструкция масловоздушного отстойника для турбо-
маіпнп — Теплоэнергетика, 1964, № 8, с. 77—80.
54 Смирный А. И. Улучшение вибрационного со¬
стояния турбоагрегатов ХТГЗ —В ки Исследование
и устранение вибрации турбоагрегатов. — М.: Энергия,
1972, с. 118—121.
54а. Смирный А. И. Отстройка элементов мощных
паровых турбин от резонанса.— В кн.- Исследование
и устранение вибрации турбоагрегатов. — М- Энергия,
1972, с. 115—118
55.	Спорыш И. П. Надежность механизмов систем
автоматического регулирования. — М.: Машинострое¬
ние, 1967 — 239 с.
56.	А. с. № 344219 (СССР). Способ отключения
подогревателя высокого давления/ Станиславский В. Я.,
Мостославский Ю. Я., Любаровский А. М, — Опубл
в бюл • «Открытия Изобретения. Промышленные
образцы Товарные знаки», 1972, № 21, с. 148
57.	Станиславский В. Я-> Любаровский А. М., (Ни¬
гер С. И. О некоторых особенностях установок тур¬
бин типа К-300-240 Харьковского турбинного завода
им. С. М. Кирова —Электрические станции, 1967, №1,
с. 20—30

■58. Старостин П. И., Мткин М. С. Работа вихревой
трубы на перегретом паре высокого давления —Тепло¬
энергетика, 1968, № 8, с. 31—35.
59	Столяров Б. М., Шмиголь И. И. Деаэрирую¬
щая способность конденсатора турбины К-300-240
■ХТГЗ —Теплоэнергетика, 1970, № 8, с. 8—Ц
60	Температуры и напряжения в корпусе цилиндра
среднего давления тѵрбниы К-300-240/ Палей Б. А,
Плоткин Е Р., Поволоцкий Л В., Солнышкин Б Г.—
Электрические станции, 1973, J® 1, с 24—27.
61	Температурное п напряженное состояние бло¬
ков клапанов парораспределения турбин К-300-240 при
сбросах нагрузки/ Палей В А.. Плоткин Е. Р, Пово¬
лоцкий Л В., Солнышкин Б Г. — Теплоэнергетика,
1973, № 3, с. 27—31
62	Тепловые испытания конденсаторов паровых
турбин мощностью 300 МВт/ Коновалов Г М,
Кирш А К, Егоров В Н., Канаев В. Д — Теплоэнер¬
гетика, 1970, К» 9 с 39—43
63	Тимошенко С. П., Войновский-Кригер С. Пла¬
стинки и оболочки. — М Наука, 1966
64	Трояновский Б. М. и др. О проектировании
последних ступеней паровых турбин. — Теплоэнергети¬
ка, 1970, № 2, с 16—20
65	Фрндман А. Е., Дзеревяго Е. В., Соловьев ІО. А.
Регулирование паровых турбин высокого давлении
ХТГЗ —Котлотурбостросние, 1951, № 5, с. 19—22
66.	Фукс С. Н. Гидравлическая и воздушная плот¬
ность конденсаторов паровых турбщ. — М.: Энергия
1967 — 120 с.
67.	Свойства сталей н сплавов, применяемых в кот-
лотурбостроеиии Руководящие указания. —Л: ЦКТЙ,
1967, нып. 16 —218 с.
68.	Шмуклер Б. И. Пусковые схемы мощных энер¬
гоблоков.— Теплоэнергетика, 1971, № 7, с. 24—28.
69.	Шубе нко-Шу бин Л. А. Особенности ковструк
ции новейших паровых турбин большой мощности —
М -Л - Госэнергоиздат, 1962 — 136 с.
70.	Шубенко-Шубни Л. А., Палагин А. А., Файн-
штейн А. С. Оптимизация структуры и параметров теп¬
ловой схемы турбоустановки К-300-240. — Труды СПИ,
1969, вып. 39, с. 101—130.
71 Щегляев А. В. Паровые турбивы—М„ Энергия,
1976 — 368 с.
72. Щегляев А. В., Смсльнпцкий С. Г. Ресучиро-
вавие паровых турбин —М_- Госэнергоиздат 1962,—
258 с.
73	Martin Peter. Die Dampflurbinen-cgeliing in der
KraitwerLsa rnapon ~ erg — ‘■nergie, 1968,	3,
S	84--90
74	Timo D, Sarney O. The operation of large steam
tucbaies Io limit cyclic thermal cracking. Paper ASMS,
1967, NWA (pwp—4, p 19)

ОГЛА ВЛЕ HUE
Предисловие ...	. .	.	3
Применяемые сокращения .	5
Глава первая Тепловая схема турбоуста¬
новки	.	.	.	6
1.1.	Краткая характеристика турбины и тур¬
боустановки ....	.	' б
12 Основные направления создания схемы
турбоустановки. Режимы работы турбо-
устансвки	...	.	8
1	3 Характеристика принципиальной тепловом
схемы турбоустановки	12
1	4. Схема концевых уплотнений турбины 16
1.5	Схема инталия гидроприводов обратных
клапанов .	.21
Глава вторая Компоновка турбоустановки 22
2.1	Основные принципы компоновки турбо¬
установки .	.	92
2	2. Компоновка турбоустановки К-300-240-2
с укрупненным оборудованием	23
2.3	Фундамент турбоагрегата .	...	26
2	4. Главные паропровода турбоустановки	27
Глава третья Конструктивные особенности
элементов турбины .	.	29
3.1	Обоснование основного конструктивного
решения Общее устройство тѵрбипы	29
3.2.	Крепление турбины на фундаменте и
организация тепловых расин'грсний	32
ЗА Цилиндр высокого давления ’	.	34
34. Цилиндры среднего п низкого давления 35
3.5	Обогрев фланцевых соединений корпусов 37
3	6 Передняя и средняя опоры подшипников 38
Глава четвертая Конструкция статорных
узлов . .	. .	39
41 Конструкция корпуса ЦВД .	39
4	2. Конструкция корпуса среднего давления 41
4.3	Конструкция корпуса н обоймы ITT T9 .	42
4	4 Обоймы диафрагм .	. .	'	45
4.5	Сопловые аппараты и диафрагмы	46
4.6.	Концевые и Диафрагменные уплотнения	49
4.7.	Обоймы и корпуса уплотнений	.	51
4.8	Упорный подшипник	52
4.9	Опорные подшипники .	55
410. Валоповоротное устройство .	56
Глава пятая Конструкция роторов и их >ля-
талей - -	.	...	58
5.1	Типы роторов и их критические частоты
вращения	.	.	.	58
5	2 Ротор высокого давления ...	59
5А Ротор среднего давления . . .	.61
268
5.4	Ротор низкого давления . ,	.63
5	5 Соединительные муфты .	. "	66
Глава шестая Проточная часть турбины 68
61 Элементы проточной части	.	68
6	2 Относительные перемещения элементов
проточной части и осевые зазоры	72
6.3	Радиальные зазоры .	.	75
Глава седьмая Конденсационное устрой¬
ство, вспомогательное оборудование и регенера¬
тивные подогреватели ’	77
71 Выбор конструкции конденсатора	77
7	2. Компоновка трубпого пучка конденсатора	77
7.3	Корпус, патрубок переходный, камеры
водяные, рама опорная и опоры конден¬
сатора .	уд
7.4	Приемно-сбросные устройства коидепса-
7- ПОра	-	Ч	■	80
/.а Деаэрационные конденсатосборники	82
7.6	Конструкционные материалы копденса
тора и их характеристики .	83-
/ 7. Эжектор ос юв.-іой	84
7.8.	Пусковой эжектор конденсатора ц цирку¬
ляционной системы	.	85
7 9 Эжектор с конденсатором лабиринтового
пара -	- -	...	87
7.10	Фильтры водяные	.	87
7.11	Регенеративные подогреватели . ,	88
712. Подогреватели низкого давления	*	89
713 Подогреватели высокого давления	"	90
714	Струйный деаэратор повышенного дав¬
ления .	...	9і
7	15 Питательные насосы .	.	93
716 Кондепсатные насосы .	’	94
7.17 Циркуляционные пасосы .	gg
Г л а в а в ось м а я Парораспределение турбины 97
8.1	Общие положения .	. .	97
8	2 Схема парораспределения .	.	98
8.3.	Конструкция блока	парораспределения
высокого давления	.	...	99
84 Конструкция блока	клапанов	ппомпере-
грсва .	.	*	JQ2-
8.5	Пружины органов парораспределения п
pet уяировапия .	.	104
86 Металлы органов парораспределения.
Поверхностное упрочнение деталей	105
8.7. Характеристик!! парораспределения	108-
Ілава девятая Система регулирования и
защиты турбины	.	.	. щ
91. Общие положения .	. .	.111
9	2 Принципиальная схема регулирования
Назначение и взаимодействие отдельных
элементов . .	.	112'

—	УЗ-Статическая характеристика системы ре¬
гулирования	. Н5
У 4 Схема гидравлических связей Метода
настройки системы	117
В 5 Золотниковая и беззолотинкоаая схемы
защиты	.	118
Глаши десятая Конструкция и характери-
I стики системы регулирования и защиты	121
10	I Датчик угловой скорости	.	121
102 Реіулятор скорости с ограничителем
мощности .	.	.	.	123
.10 3. Промежуточный золотник	126
I 104. Отсечный зологник главного сервомотора
части высокого давления . .	127
I 105 Отсечный золотник иромперегрева	128
ЮС. Двусторонний сервомотор части высокого
давления	.	.12*.)
I	S0 7	Блок сервомоторов про.мперогрева	130
I	108	Регѵчятор давления	ІЗІ
I	10 9	Электроіидравлический преобразователь	132
I 1010. Защитное устройство .	134
1011 Механический автомат безопасности 135
I 1012 Исполнительный механизм автомата
безопасности .	136
I 10.13 Золотник взвеясиия	.	.188
і 10 14. Сервомотор и выключающее устройство
стопорного клапана части высокого дав-
' ления	. 138
I 1015 Расхаживающее устройство	.	140
I 10 16 Водяные фильтры водоснабженія систе¬
мы регулирования	1*1
ІГлава одиннадцатая Особенности рабо-
1 ты турбины с протнвоаварийной автоматикой
I энергосистемы .	142
111 Работа турбины в энергосистеме	142
I	112. Требования к САР мощных турбин	145
і	113 Импѵтьсные характеристики САР	145
I	114. Поведение, турбины при импульсных раз¬
грузках	148
I	115 Скачкообразное изменение мощности	150
(Глава двенадцатая Настройка, испытания
и исследования переходных процессов системы
регулирования м защиты	151
I 12.1 Настройка системы регулирования	15J
1 122. Совместная настройка механизмов систем
регулирования И защиты .	.	152
1 123 Статические испытания и проверки на
работающей турбине . . -	154
I 12 4 Задачи и Методы динамических исследо¬
ваний	.	154
12 5 Применение ЭВМ. для испытаний	155
12	6 Переходные процессы и анализ работы
защиты турбины	.	. 159
I 127 Особенности переходных процессов и
анализ работы регулирования	14?
Глава тринадцатая Система коитрольно-
I измерительных приборов. Блок релейной фор-
I сировки .	*	.164
I 131 Введение электрических форсирующих
I импульсов в систему регулирования тур¬
бины Блок релейной форсировки . .	164
I 13 2 Контроль тепломеханического состояния
турбнмы и его задачи	. 169
13	3 Установке контрольно-измерительных
' приборов на турбине	.	169
I 13 4 Измерение температуры и давления . 171
I 13.5 Измеритель эксцентриситета ротора 173
. 136 Устройство контроля относительного
I расширения ротора турбины .	.175
137 Устройство контроля осевого сдвига ро¬
тора .	-	-	17”
13	8 Контроль частоты вращения ротора 180
139 Устройство дистанционного прослушива¬
ния шумов в уплотнениях турбины 181
Глава четырнадцатая Масляная система
и ее агрегаты	.	183
141	.Маслоснабженис тѵрбоустановки	.	183
14	2	Компоновка маслохозяйства	.	186
14 3	Масляные насосы	.	.	186
14.4	Обеспечение безаварийных остановов
турбоагрегата при неработающих масзо-
насосах .	...	187
14	5 Масляный бак .	.	.	189
146 Маслоохладитель	. . .	191
Глава пятнадцатая Монтаж некоторых
-элементов турбины и турбинной установки 193
15	I Установка н сборка турбины	.	193
15 2 Остановка и сборка кондепсатора	203
15	3 Тепловая изоляция турбины .	207
Глава шестнадцатая Режимы пуска и
останова турбоагрегата	209
16	I Общие положения	209
16 2. Основные принципы организации режи¬
мов пчела турбины	212
16.3	Схема прогрева фланцев и шпилек тур¬
бины . .	.	216
16 4 Организация дренажно-продувочной схе¬
мы тѵрбоустановки .	.	.	217
16.5. Пуск турбоагреіата из холодного со¬
стояния	....	221
16 6 Пуск турбоагрегата из поостывшего и
горячего состояний .	.	225
16	7. Остановы турбоагрегата	.	228
16.8 Сбросы н набросы электрической нагруз¬
ки па турбогенераторе .	.	230
1 л а в а семнадцатая Обслуживание турбо¬
агрегата при работе под нагрузкой	231
17	I Наблюдение н уход за работающей тур¬
биной	. . .	231
17 2 Влияние изменения пачальвых парамет
ров пара на работу гурбииы . .	232
17.3	Контроль за работой системы регулиро¬
вания и защиты	.	'	234
17 4 Контроль за работой конденсационной
установки .	...	234
17.5	Контроль за работой масляной системы 237
17 6 Контроль за работой регенеративной
установки ...	.	238
17	7 Занос проточной части турбины солями
и окислами металлов . . .	239
Глава восемнадцатая Исследование теп¬
лового, термонапряжеиного и вибрационного
состояния элементов турбины . .	. 241
181 Исследование блока парораспределения 24]
18.2. Исследование наружного корпѵса ЦВД 248
183	Исследование внутреннего корпуса ЦВД 252
184	Исследование корпуса ЦСД .	253
18	5 Исследование ротора высокого давления 256
18 6 Исследование ротора среднего давления 257
18	7 Вибрационные исследования турбоагре¬
гата . .	.	. '	.258
Глава девятнадцатая. Мероприятия по
повышению экономичности, надежности и ма¬
невренности турбины .	... 260
19	1. Повышение экономичности турбины 26D
19 2 Повышение надежности и улучшение ма¬
невренных характеристик турбины , . 261
Список литературы . .	.	.	264
269

ПЕРЕЧЕНЬ КНИГ ПО ПАРОВЫМ ТУРБИНАМ, ГОТОВЯЩИХСЯ
ЭНЕРГОИЗДАТОМ К ВЫПУСКУ В 1982—1983 ГГ.
Рунов Б. Т, Исследование и устранение вибраций паровых ту бо-
аірегатов,— 1982. 18,5 л.
В книге изложены методы вибрационных исследований и устранение вибраций
крупных паровых турбоаі реі атов Рассмотрены основные метрологические проблемы
измерения вибраций турбоагрегатов Даны анализ и классификация прични вибрации,
рассмотрены основные группы сил, вызывающих вибрацию, н способы компенсации
их воздействия Приведены результаты изучения динамическпх характеристик тѵпбо
установок 200—800 МВт
Книга рассчитана на вч-жеперію-технических работников электростанций, иссле¬
довательских, монтажных, ремонтных и наладочных организаций, занимающихся кон¬
тролем п устранением вибраций турбоагрегата.
Самойлович Г. С- Трояновский Б. М. Переменные и переходные ре¬
жимы в паровых турбинах.— 1982 — 27 л. ,,
В книге изложены методы расчета паровых турбни при изменении яачалъпыѵ
параметров, расхода пара, вакуума, частоты вращения Описаны нестационарные
режимы, режимы пуска п останова, режимы работы атомных электростанций. Рассмот¬
рены вопросы эксплуатации — занос солями проточной части, пзме іечпя в тепловой
схеме, холостой ход, бесларовой режим Большое вппманчс \ делено работе турбин
при резкоиеремеппой наг же — ыансв.'евностгі, работе на скользя ем давлении, со--
ступенчатым отбором.
Книга рассчитана на ппженеров-телтоэчергетиков, занимающихся эксплуатацией,
ремонтом, наладкой и испыіаниямн паровых турбин
Ермолов В, Ф., Ефимочкин Г. И., Пермяков В. А., Вербицкий В. Л.
Смешивающие подогреватели паровых турбин —1982. —12,5 л.
Б книге рассмотрены вопросы проектирования и эксплуатации систем регенера¬
ции с подогревателями смешивающего типа Освещены особенности схем включения
таких подогревателей, описаны варианты конструктивного их выполнения Приведена
методика расчета технико-экономической эффективности применения смешивающих
подоі ревателей. Даны рекомендации по эксплуатации систем регенерации со смеши
веющими ПНД блоков 300 МВт на основе анализа испытаний
Книга рассчитана на инженерно-технических работников, занимающихся эксплу¬
атацией, наладкой и проектированием вспомогательного оборудования турбоустацовок..
Сурис П. Л, Предохранительные и обратные клапаны паротурбин¬
ных установок — 1982 — 12,5 л.
В книге освещены вопросы эксплуатации, наладки, проектирования п выбора
предохранительных клапанов для современных паротурбинных установок. Описаны
конструкции применяемой и рекомендуемой специальной арматуры п других устройств,
для защиты элементов паротурбинных установок. Рассмотрены методы исследований,,
наладки	ft, приведены указания по эксплуатации предохранительных кла¬
панов
Книга рассчитана на инженерно-технических работников, занимающихся эксплу¬
атацией, ремонтом, наладкой и модернизацией оборудования паротурбинных устапо-

Волынский М. М., «Пезман В. И. Системы реп дарования модертн-
зованиых паровых турбин.— 1983- — 10 л
В книге изложен опыт проектирования и наладки систем регулирования паровых
турбин, модернизированных для организации регулируемых отборов пара Приведены
характерные примеры модернизации турбин высокого давления Рассмотрены различ¬
ные варианты модернизации опорных и регулирующих клапанов высокого давления,
конструкции и методы расчетов органов парораспределения низкого давления обрат¬
ных и отсечных клапанов паропроводов отбора. Приведены схемы регулирования тур¬
бин с отбором пара, дана мелодика их расчета
Книга рассчитана на инженерно-технический персонал электростанций и зиерго-
ремонтных предприятий и может быть полезна для работников турбостроительных
заводов и проектных организаций, занимающихся проектированы* и модернизацией
систем регулирования паровых турбин
Галацан В. Н., Косяк Ю. Ф-, Палей В. А. Эксплуатация ту бин
АЭС. — 1983. — 10,5 л.
В книге описаны особенности конструкции паровых турбин большой мощности,
работающих на влажном парс Дан анаіиз особенностей эксплуатации тепловых и
пѵскосбросных схем Рассмотрено обслуживание турбни и влияние отклонений пара¬
метров пара на надежность и экономичность установки. Описаны схемы автоматиче¬
ского управления и регулирования. Уделено внимание участию турбоагрегатов АЭС.
в поддержании частоты и мощности в энергосистемах и способам повышения манев¬
ренности турбин, работающих ла влажном паре.
Книга рассчитана на эксплуатационный персонал АЭС, на шіженерно-техні ческнх
работников наладочных, монтажных и ремонтных организаций
Лейзерович А. Ш. Технологические оснок- автоматизации пусков
паровых турбин— 1983. — 15,5 л
В кппге рассмотрены вопросы построения алгоритмов непрерывного и логического
хправления паровыми тѵрбинамн ТЭС и АЭС при автоматизированных пусках Даны
рекомендации по выбору средств реализации устройств автоматического регулирова¬
ния. Приведен краткий обзор структуры современных АСУ ТП энергоблоков с исполь¬
зованием ЭВМ и функционально-^ ивовой автоматики. Дан ализ опыта создания
и освоения АСУ пуском паровых турбин и энергоблоков
Книга рассчитана на инженеров, занимающихся исследованием, освоением и экс¬
плуатацией АСУ ТП па ТЭС и АЭС, сотрудников научно-исследовательских институ¬
тов, проектных и наладочных организаций, турбостроительных заводов и электро¬
станций
Паровая турбина К-500-240 ХТГЗ/ Под ред. В. Н. Савв а.—
1983. —31,5 л
В книге рассмотрены конструкция тѵрбнны К-500-240, отдельных ее узлов п эле¬
ментов, система регулирования, пусковая в тепловая схемы, конструкция конденсато¬
ра компоновка турбоустадовки, режимные особенности турбоагрегата. Изложена
методика паладкп и испытаний турбины и системы регулирования. Описан опыт мон¬
тажа п эксплуатации турбоагрегата
Книга рассчитана на инженерно-технических работников электростанций, проект¬
ных организаций п конструкторских бюро, инженеров, техников ■: мастеров наладоч¬
ных, монтажных и ремонтных организаций.

ПЕРЕЧЕНЬ КНИГ, ВЫПУЩЕННЫХ ИЗДАТЕЛЬСТВОМ «ЭНЕРГИЯ»
ІЭНЕРГОИЗДАТОМ], ПО	ТУРБИНАМ
Шляхин П. Н. Паровые и газовые турбины 2-е изд перераб и
.доп — М • Энергия, 1974, 224 с — В пер 1 р 46 к.
Щегляев А. В. Паровые іурбішы. 5-е изд топ. — М- Энергия, 1976.
:368 с. — В пер 1 р 99 к
Бененсон Е. И., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турби¬
ны — М: Энергия, 1976 264 с В пер 1 р 57 к.
Трояновский Б. М. Турбины для атомных электростанций 2-е изд.
перераб. и доп. — М • Энергия, 1978. 232 с.— В пер • 2 р. 20 к
П ароту роинные установки для атомных электростанций/ Под ред
ІО Ф. Косяка —М Энергия, 1980 312 с —В пер. 2 р 70 к
Филиппов Г. А., Поваров О. А., Пряхин В. В. Исследования и рас¬
четы турбин влажного пара/ Под ред М Е Дейча—М: Энергия,
1973, 232 с. В пер.. 1 р. 50 к.
Филиппов Г. А., Поваров О. А. Сепарация в.таіи в турбинах АЭС.—
М : Энергия, 1980. 320 с. ----- В пер • 1 р. 20 к.
Паровая турбина К-160-130 ХТГЗ/ Пол реі С. П Соболева —М .
Энергия, 1980, 192 с —В пер 1 р 20 к
Трухний А. Д_, Лосев С. М. Стапционарные паровые турбины/Пот
ред Б. М. Трояновского—М.- Энергоиздат, 1981. 456 с. — В пер..
3 р 30 к.
Энгель-Крон И. В. Ремонт паровых турбин —М Эперіопздат,
1981. 240 с —В пер. 85 к.
Веллер В. Н. Автоматическое регулирование паровых турбин. — М.
.Энергия, 1977. 408 с — В пер 3 р. 06 к.
Плоткин Е. Р., Лейзерович А. Ш. Пусковые, режимы паровых тур¬
бин энергоблоков —М: Энеріпя, 1980 192 с. — В пер 1 р. «50 к.
Паровая турбина К-300-240 ХТГЗ
Под общей редакцией Ю. Ф. Косяка
Редактор И Я. Дубровский-Винокуров
Редактор издательства А А Кузнецов
Технический редактор Н П Собакина
Корректор И. А Володяева
ИБ № 2863
Московская типография № 10 Союзполиграфпрсма при государственном комитете
СССР но делам издвт&і
тьств, полиграфии и книжной торговйи, НЗір Москва, М-114.
Шлюзовая наб .10