Turbomashiny_AES_2015


Чтобы посмотреть презентацию с картинками, оформлением и слайдами, скачайте ее файл и откройте в PowerPoint на своем компьютере.
Текстовое содержимое слайдов презентации:

Паротурбинные установки АЭС В настоящем курс для обучаемых изложены сведения, необходимые для изучения назначения и режимов работы турбоустановок АЭС, а также технические характеристики и принцип действия узлов и элементов.Настоящей кус может быть использован для начальной и продолженной подготовки оперативного персонала турбинного цеха. Цели обучения Объяснить принцип работы паротурбинной установки.Сравнить принцип работы активной и реактивной ступени.Объяснить особенность работы турбины на насыщенном паре.Перечислить способы увеличения мощности турбины.Перечислить потери, возникающие в паровой турбине.Нарисовать цикл паротурбинной установки на насыщенном паре в Т-S диаграмме.Нарисовать процесс расширения пара в проточной части турбины.Описать условия работы и устройство: рабочих лопаток, валопровода, статора.Привести причины и последствия нестационарных режимов и вибрации.Назвать характерные причины аварий лопаток.Объяснить назначение регенеративных отборов турбины. Многоступенчатые паровые турбины Применение паровых турбин Выработка электроэнергии Паровая турбина как тепловой двигатель ПАРОГЕНЕРАТОР ПАРОВАЯ ТУРБИНА КОНДЕНСАТОР ПИТАТЕЛЬНЫЙ НАСОС Паровая турбина - это тепловой двигатель с непрерывным процессом превращения энергии подводимого рабочего тела в механическую энергию вращения ротора турбины. Сопловой аппарат Преобразование потенциальной энергии пара в кинетическую энергию потока осуществляется в сопловом аппарате, состоящем из сопл. Рабочий аппарат Преобразование кинетической энергии потока в механическую энергию вращения ротора турбины происходит на рабочем аппарате, размещенном на дисках ротора. Турбинная ступень Паровые турбины в промышленности Классификация К-300-240-2 ХТГЗ - конденсационная турбина номинальной мощностью 300 МВт, номинальным начальным давлением 240 кгс/см2 второй модификации, Харьковского турбогенераторного завода. 2. К-1200-240 ЛМЗ - конденсационная, Nном=1200 МВт, p0=240 кгс/см2 Ленинградского металлического завода. К-1000-60/1500-1 ХТГЗ - конденсационная турбина номинальной мощностью 1000 МВт, номин. начальным давлением 60 кгс/см2, номин. частотой вращения 1500 об/мин, первой модификации, Харьковского турбогенераторного завода. (ВВЭР)2. К-500-65/3000 ХТГЗ - конденсационная, Nном=500 МВт, p0=65 кгс/см2, n=3000 об/мин, ХТГЗ. (РБМК) ТЭС: АЭС: Маркировка Паровые турбины в промышленности Турбина (от латинского turbo–вихрь, вращение с большой скоростью) - первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа - ротора и непрерывным рабочим процессом, преобразующий в механическую работу кинетическую энергию подводимого рабочего тела - пара, газа или воды. Совокупность неподвижной и вращающейся решеток называют турбинной ступенью. В неподвижной решетке происходит преобразование потенциальной энергии пара в кинетическую, и поэтому эту решетку обычно называют сопловой (иногда называют направляющая решетка). Во вращающейся решетке кинетическая энергия пара преобразуется в энергию вращения ротора. Принцип работы Преобразование энергии в турбинной ступени Процесс расширения пара в ступени В ступени турбины тепловая энергия пара преобразуется в кинетическую энергию потока, а последняя - в механическую энергию. В паровых турбинах реактивность ступени - это отношение располагаемого теплового перепада рабочей решетки к располагаемому тепловому перепаду ступени: Активная ступень Распределение давления по профилю рабочей лопатки Схема активной ступени Процесс понижения энтальпии (теплосодержания) пара происходит при его расширении в неподвижном канале, сопле. Здесь скорость движения пара увеличивается и происходит превращение потенциальной энергии пара в кинетическую. C0 скорость входа пара в сопловую решетку, м/с. Для первой ступени C0 = 0, для последующих ступеней C0 = C2 предыдущей ступени C1 скорость выхода пара из сопловой решетки в абсолютном движении, м/с C2 скорость выхода пара из ступени в абсолютном движении, м/с a1 угол направления вектора скорости С1, град. a2 угол направления вектора скорости С2, град. C1a проекция скорости C1 на осевое направление, м/с C2a проекция скорости C2 на осевое направление, м/с C1u проекция скорости C1 на окружное направление, м/с C2u проекция скорости C2 на окружное направление, м/с U скорость вращения рабочей решетки - окружная скорость W1 скорость входа потока пара в рабочую решетку в относительном движении, м/с W2 скорость выхода потока пара из ступени в относительном движении, м/с b1 угол направления вектора скорости W1, град. b2 угол направления вектора скорости W2, град. Реактивная ступень Турбины, в которых превращение потенциальной энергии в кинетическую и последней в механическую работу происходит в одном и том же аппарате, называются реактивными. Схема реактивной ступени Окружное усилие: Мощность, развиваемая потоком пара на рабочих лопатках: Ступени скорости и ступени давления Условием высокого КПД ступени является ее выполнение с оптимальным отношением скоростей u/с = 0,5. Условия прочности вращающегося ротора ограничивают окружную скорость величиной u = 180 – 200 м/сек. с= 400 м/сек Н0 = с2/2 = 80 кДж/кг Для использования всего располагаемого теплоперепада применяют многоступенчатую конструкцию турбины. Ступени скорости (регулирующие ступени) используются при применении соплового парораспределения. Регулирующая ступень обычно выполняется увеличенного диаметра. Это позволяет увеличить окружную скорость и сработать в ступени больший теплоперепад, что уменьшает число ступеней следующих за ней. Мощные турбины атомных станций выполняют с дроссельным парораспределением, поэтому их проточная часть состоит только из ступеней давления.После ступени скорости применяют ступени давления, которые представляют собой ряд одноступенчатых турбин, включенных последовательно друг за другом. Пар расширяется последовательно в каждой ступени. В каждой ступени используется только часть всего теплового перепада и скорость на входе в ступень будет соответственно меньше чем, в одноступенчатой турбине. Можно значительно снизить частоту вращения, сохраняя наивыгоднейшие условия работы ступени. Потери в паровой турбине Потери трения диска Потери с утечками Потери от парциальности подвода пара Потери от влажности xBЛ = а yср . С учетом всех потерь энергии в ступени полезно использованный тепловой перепад определяется следующим образом: Экономичность ступени в целом оценивается внутренним относительным КПД: Внутренняя мощность, развиваемая ступенью: Потери в паровой турбине Из каких элементов состоит ступень турбины?Как кинетическая энергия потока пара преобразуется в механический крутящий момент ротора турбины?Чем отличаются ступени активного и реактивного типов?Что такое степень реакции?Какая из ступеней активная или реактивная срабатывает больший теплоперепад при одинаковом диаметре, частоте вращения и оптимальном выполнении?В какой ступени активной или реактивной потери на утечки будут больше?Какая основная характеристика турбинной ступени определяет ее экономичность?Каковы преимущества турбины многоступенчатой конструкции?Какие потери учитывает относительный лопаточный КПД турбины? Контрольные вопросы: Элементы тепловой схемы Отборы турбин Многоступенчатые турбоустановки выполняют с отборами пара из проточной части. Регенеративный подогрев позволяет повысить тепловую экономичность энергоблока, увеличивая термический КПД цикла. Турбины большой мощности имеют, как правило, 6 - 8 не регулируемых регенеративных отборов. При этом снижается нагрузка рабочих лопаток последней ступени и появляется возможность увеличения максимальной мощности выхлопа и увеличения единичной мощности турбины. Применение регенеративных отборов снижает расход пара на последние ступени турбины. Для турбины К-1000-60/3000 расчетный расход свежего пара составляет D0 = 5870 т/час, расход пара в конденсатор, при включенной системе регенерации, составляет Dк = 3074 т/час. Конденсационные установки Замкнутость пароводяного цикла электростанций предопределяет необходимость конденсации всего расхода пара, проработавшего в турбине. Процесс конденсации пара и нагрева охлаждающей воды в конденсаторе Процесс конденсации происходит вследствие отдачи охлаждающей среде теплоты конденсации пара, равной теплоте парообразования. Характеристики водяного пара таковы, что, добиваясь расширения пара в турбине до давлений, меньших атмосферного, можно увеличить срабатываемый теплоперепад в турбине на 25 - 30 % в зависимости от начальных параметров пара. Приближенная численная зависимость термического КПД паротурбинной установки от конечного давления пара такова, что изменение вакуума на 0,01 кг/см2 приводит к изменению экономичности более чем на 1 %. Предельный и экономический вакуум Глубокий вакуум в конденсаторе при неизменных параметрах цикла большее количество охлаждающей воды увеличенная производительность основных эжекторов Дополнительныйрасход э/энергии Экономический вакуум - давление в конденсаторе, при котором в заданном режиме работы турбоустановки достигается наибольшая ее экономичность. Предельный вакуум характерен перерасходом электроэнергии на привод циркуляционных насосов и ростом напряжений изгиба в рабочих лопатках последней ступени турбины. При определенных условиях расход энергии на циркуляционные насосы и эжектора может полностью покрыть или даже превысить прирост энергии. экономичность турбоустановки к нулю выгоду от углубления вакуума Предельный вакуум характерен перерасходом электроэнергии на привод циркуляционных насосов и ростом напряжений изгиба в рабочих лопатках последней ступени турбины. Какие функции выполняют регенеративные отборы?Как влияет применение регенеративных отборов на экономичность энергоблока?Назовите основные функции конденсатора.Чем вредны присосы воздуха в конденсатор?Как влияет величина вакуума в конденсаторе на экономичность турбоустановки?Что такое переохлаждение конденсата и чем оно вредно?От чего зависит величина вакуума в конденсаторе? Контрольные вопросы Многоцилиндровые паровые турбины Постоянная частотота вращения ротора: n=50 1/c - для быстроходных турбин; n=25 1/c - для тихоходных турбин. Располагаемый тепловой перепад составляет 1000...1800 кДж/кг. При допустимых окружных скоростях рабочей решетки и наивысшем КПД ступень может переработать теплоперепад в пределах 30...200 кДж/кг. Преимущества и недостатки многоступенчатых турбин Для примера: Обеспечить необходимую прочность деталей ротора невозможно! 1. Каждая ступень срабатывает часть общего теплоперепада турбины при высоком КПД и допустимой окружной скорости рабочих лопаток по условиям прочности. Этим обеспечивается высокая экономичность и надежность работы паровой турбины. 2. Конструкция многоступенчатой турбины позволяет осуществить: - отбор пара из турбины для регенеративного подогрева питательной воды; - промежуточный перегрев пара. Преимущества: Основной недостаток – сложность конструкции. Предельная мощность однопоточной турбины Электрическая мощность турбины Что же ограничивает электрическую мощность турбины? Большая мощность Сложность конструкции Современные ТУ – многоцилиндровые Электрическая мощность турбины: Однопоточная турбина имеет мощность не более 50-100 МВт. Gк - расход через последнюю ступень; m - коэффициент, учитывающий выработку электроэнергии паром, ушедшим из турбины на регенерацию, обычно m = 1,2...1,35; если отборов нет, то m = 1; - располагаемый тепловой перепад турбины, при используемых параметрах пара; - относительный электрический КПД установки, при современном уровне развития турбостроения составляет не более hОЭ = 0,73. За счет чего возможно увеличение мощности турбины? подолжение Предельная мощность однопоточной турбины подолжение Увеличение мощности турбины Увеличение мощности возможно только за счет увеличения расхода через последнюю ступень - осевая площадь выхода из ступени диаметром d2 и с высотой лопатки l2 Выбор давления в конденсаторе и оценка выходной потери выполняется на основании технико-экономических расчетов. Углубление вакуума Рост КПД Рост стоимости КУ Рост стоимости СТВ Рост стоимости ТУ Увеличение скорости на выходе из ступени позволяет увеличить расход, но при этом увеличивает выходную потери и снижает КПД. Для турбин АЭС принято: pк = 3,9...5,1 кПа, ΔHВС = 16...30 кДж/кг, с2 = 180...300 м/с. Увеличить расход можно только за счет увеличения площади выхлопа Предельная мощность однопоточной турбины подолжение Увеличение площади выхлопа ЦНД Площадь выхлопа можно увеличить за счет увеличения диаметра ступени или высоты лопатки. n - частота вращения ротора; ρмат - плотность материала лопатки; kразг - коэффициент разгрузки, учитывающий, что лопатка по высоте выполняется с уменьшением площади поперечного сечения. Максимальное значение kразг = 2,4. Для стальной лопатки при [σ] = 450 МПа и ρ = 8000 кг/см3 и n = 50 1/с Ωmax = 8,6 м2. При диаметре ступени d2 = 2,5 м это дает высоту лопатки l = 1,05 м. Из условия, что максимальные напряжения в теле лопатки не должны быть больше допускаемых [σ], можно определить максимальную площадь выхлопа. Например: Предельная мощность турбины электрическая мощность однопоточной турбины ограничена;применение многоцилиндровых турбин с несколькими цилиндрами низкого давления, что позволяет в несколько раз увеличить площадь выхлопа, а значит и мощность. Способы увеличения мощности турбины Многопоточные турбины Увеличение числа потоков в части низкого давления позволяет в несколько раз увеличить мощность. Так, число цилиндров низкого давления у турбин АЭС достигает 4. Турбина К-1000-60/1500-2 имеет 3 ЦНД. Увеличение числа потоков в ЦНД приводит к усложнению конструкции турбины и к увеличению ее стоимости. При большом числе потоков длина валопровода становится конструктивно недопустимой. При одном ЦВД предельное число потоков в ЦНД составляет 8. Уменьшение частоты вращения Уменьшение частоты вращения ротора турбины вдвое, при частоте в сети 50 Гц до n = 1500 1/мин увеличивает мощность турбины в 4 раза. Выбор частоты вращения делается на основании технико-экономического расчета, так как с ростом мощности при этом происходит некоторое ухудшение КПД. При частоте вращения n = 1500 1/мин применяются четырехполюсные генераторы Ухудшение вакуума Ухудшение вакуума дает возможность увеличить удельный объем на выходе из последней ступени и увеличение за счет этого мощности турбины. Увеличение конечного давления от pк = 3,5 кПа до 5 кПа для турбин насыщенного пара при тех же размерах последней ступени увеличивает мощность турбины на 13%, но при этом КПД установки снижается на . подолжение Способы увеличения мощности турбины Увеличение скорости выхода пара из последней ступени Повысить мощность можно, увеличив скорость выхода пара из последней ступени, однако при это м возрастают потери с выходной скоростью ΔHВС. Увеличение потерь с выходной скоростью ΔHВС в 1,5 раза (это соответствует увеличению скорости с2 на 20%) повышает мощность турбины на 20%, а КПД у турбины насыщенного пара снижается при этом на . Увеличение скорости выхода пара из последней ступени Применение материалов с большей прочностью или меньшей плотностью позволяет увеличить длину лопаток последней ступени, а, значит, и площадь выхлопа. Прочность металла оценивается удельной прочностью Удельная прочность может увеличиваться за счет увеличении допускаемого напряжения или же уменьшения плотности. Если для стальной лопатки предельная высота составляет 960 мм при частоте вращенияn = 50 1/с, то для лопатки из титанового сплава - 1200 мм. подолжение Способы увеличения мощности турбины подолжение Ступень Баумана Специальная конструкция последней ступени - полуторная ступень или ступень Баумана. ЦНД поток направляется в конденсатор не только из последней ступени предельных размеров, но и из верхнего яруса предпоследней ступени, за счет чего и увеличивается расход пара а, значит, и мощность ЦНД. Конструкция ступени Баумана(английская фирма АДЭ-АЕИ) Отбор пара в конденсатор – увеличение коэффициента m Особенности турбинных установок на влажном паре Сепарация В любых паровых турбинах приходится иметь дело с работой на влажном паре. Внутренний относительный КПД турбины Увеличение средней влажности пара на 1% приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины примерно тоже на 1%. Капли влаги, особенно крупные, протекают через ступень по своим траекториям, отличным от течения пара. Необходимость сепарации: Приобретают скорость меньшую, чем скорость пара, которая направлена навстречу окружной скорости. Они вызывают тормозящий эффект. Тепловая экономичность Эрозионное воздействие на лопатки турбины. Конструкция влажнопаровых турбин должна предусматривать отвод влаги из проточной части. Наличие внешних сепараторов и внутри турбинные сепарационные устройства. уменьшению эрозии вращающихся лопаток и неподвижных деталей; снижению динамического заброса частоты вращения ротора при сбросе нагрузки и испарении пленок жидкости с поверхностей элементов турбины; повышению экономичности ступеней. Сепарация приводит к: Организация внутритурбинной сепарации влаги срез части бандажа Эффективность Значительная часть влаги отбрасывается к корпусу по поверхности лопаток рабочего колеса. Сепарационные устройства располагают непосредственно за рабочим колесом. Система ловушек для влаги: входная щель камера регенеративного отбора + полость Унос влаги… Способы внутритурбинной сеппарации Уменьшается влажность пара Увеличивается КПД ТУ Уменьшается эрозия Уменьшается тепловая экономичность Необходимость увеличивать расход пара на ТУ Сепарация применяется не на всех ступенях, а там где влажность достигает более 5% Выводы: высокохромистые стали; термообработка поверхностей; электроискровое упрочнение поверхностей; напайки их твердых сплавов; лопатки из титановых сплавов Повышение надежности ТУ Уменьшение эрозии проточной части ТУ Активные методы: Пассивные методы: Выносная сепарация и промежуточный перегрев 1500 об/мин Ук=13-14 % Высота лопатки 1500 мм: 3000 об/мин Ук=7-8 % Высота лопатки 780 мм: 3000 об/мин Ук=13-14 % Допустимая влажность после отдельных цилиндров турбины зависит, прежде всего, от величины окружной скорости, то есть от высоты лопатки рабочего колеса и числа оборотов машины. комбинированная схема с выносной сепарацией и паровым промежуточным перегревом пара Понижается влажность пара в конце процесса расширения в турбине и тем самым удается избежать или, по крайней мере, уменьшить эрозионный износ лопаток последних ступеней. Повышение относительного внутреннего КПД последующей части турбины вследствие уменьшения потерь от влажности. Эквивалентная температура дополнительного цикла будет ниже эквивалентной температуры основного цикла, поэтому паро-паровой промперегрев не повышает, а, наоборот, снижает теоретический КПД всего цикла. За ПП: Против ПП: снизить влажность пара с 8 -14 % до 1-2 % избежать затрат теплоты греющего пара на предварительную осушку. Применение сепаратора позволяет: Сочетание сепаратора и перегревателя называют СПП Процесс расширения пара ТУ с СПП Промежуточный перегрев осуществляется свежим паром Температура перегрева будет ниже начальной температуры свежего пара Турбины с пониженной частотой вращения Турбины АЭС в сравнении с турбинами ТЭС Насыщенный пар (низкие начальные параметры) «Небольшой» располагаемый теплоперепад Требуется большее количество пара Проблема пропускной способности выхлопов турбины Рост скоростей пара на выходе из последней ступени Рост потерь с выходной скоростью Увеличение числа выхлопов Площадь выхлопа Увеличение давления в конденсаторе Увеличение высоты последних лопаток Снижение термического КПД Большие напряжения: Обеспечение механической прочности Решения проблемы: Габаритные размеры ТУ N=1500 об/мин улучшается КПД ЦНД Увеличение высоты последних лопаток Габаритные размеры ТУ Пониженная скорость входа на рабочие лопатки Стоимость ОГ ПРОБЛЕМЫ Контрольные вопросы В чем особенность работы турбины на влажном паре?Что такое внутриканальная сепарация?С какой целью производится удаление влаги из проточной части турбины?В каких случаях применяется внутриканальная сепарация?Что такое СПП?С какой целью между ЦВД и ЦНД турбины устанавливают СПП?Как влияет сепарация и промперегрев на экономичность турбоустановки?Покажите процесс расширения пара в турбине насыщенного пара.Какой уровень влажности должен поддерживаться при расширении пара в проточной части турбины?С какой целью изготавливают турбины с пониженной частотой вращения?Какие преимущества и недостатки имеют турбины с пониженной частотой вращения? Условия работы рабочих лопаток Надбандажное уплотнение Бандаж рабочего колеса Лопатки рабочего колеса Ротор турбины Узел крепления диафрагмы к корпусу цилиндра турбины Каналы внутритурбинной сеппарации влаги Камеры отборов Элементы центровки диафрагмы Общее устройство Конструкция рабочих лопаток Конструкция рабочей части лопатки лопатки обычно выполняются с постоянным по высоте профилем. профильная часть лопатки выполняется закрученной, переменного поперечного сечения, плавно утоняющегося от корня к периферии. Основными элементами рабочей лопатки являются профильная или рабочая часть (2), обтекаемая паром, и хвостовик (3), с помощью которого лопатка крепится на диске. Бандажом (1) или проволочными связями лопатки объединяются в пакеты. Первые ступени ЦВД: Ступени ЦНД: 1 2 3 Для последних ступеней ЦНД отношение площадей корневого сечения к периферийному достигает 7 - 10, закрутка профиля 65 - 70°. На базе созданной лопатки предельной длины строится серия турбин различной мощности и назначения. Конструкция хвостовика лопатки Хвостовик ответственный элемент лопатки. Хвостовые соединения должны быть легкими, так как их центробежная сила в дальнейшем передается на диск, но в то же время и надежными. Основные виды хвостовиков Основным фактором, определяющим выбор типа хвостового соединения, является нагрузка, воспринимаемая хвостовиком. Развиваемая лопаткой центробежная сила воспринимается опорными площадками. Для уменьшения разгибающих напряжений хвостовики часто выполняют с замками (заплечиками). Вызывает повышенные напряжения в наиболее узких местах. Для заводки лопаток на грибке диска делаются один или два местных выреза, через которые последовательно заводятся все лопатки, кроме последних. Последние (замковые) лопатки в простейшем случае делаются с вырезом, соответствующим профилю срезанного гребня диска и крепят одной или двумя заклепками. Хвостовики с повышенной несущей способности Имеют несколько опорных поверхностей и общую центробежную силу. Равномерное распределение усилий по поверхностям. Сложность в изготовлении (требуется тонка подгонка поверхностей) Сложность подгонки лопаток большой длины Хвостовики елочного типа имеют наибольшую несущую способность и применяются для наиболее нагруженных ступеней турбин как ХТГЗ, так и ЛМЗ. ЛМЗ для длинных лопаток своих турбин выполняет вильчатые хвостовики с большим количеством вилок. число поверхностей среза штифтов увеличивается и растет несущая способность хвостовика. Нет изгибающих напряжений на ободе диска. отсутствие специальных замковых лопаток возможность замены лопаток без перелопачивания всего диска конструкция не требует точной подгонки поверхностей Вибрационная надежность лопаток Рабочие лопатки паровых турбин в подавляющем большинстве случаев соединяются в пакеты бандажами или проволочными связями. увеличивает прочность и вибрационную надежность лопаточного аппарата. образует периферийную стенку канала рабочих лопаток и уменьшает утечку пара. Бандаж выполняется либо в виде ленты, приклепываемой к лопатке, либо в виде полки фрезеруемой заодно с лопаткой. Бандаж лопаток Для повышения вибрационной надежности длинных лопаток часто применяются проволочные связи. Проволока под действием собственной центробежной силы прижимается к лопаткам и является гасителем колебаний лопаток (демпферная связь). Причины возникновения вибраций Центробежные силы Силы аэродинамического потока пара обусловлены вращением вызывают в лопатках постоянного сечения в основном растягивающие напряжения лопатках переменного сечения - еще изгиб и кручение сила создающая полезный крутящий момент возмущающие силы переменные во времени неравномерность потока пара по окружности диафрагмы вибрация лопаток технологические и конструктивные отклонения в проточной части различные расходы и скоростями пара в каналах СА кромочные следы, образующиеся за выходными кромками сопловых лопаток За выходной кромкой скорость пара меньше, чем скорость основного потока Еще несколько причин: частичный (парциальный) подвод пара нарушения осевой симметрии потока пара в турбине плохо пригнанные стыки диафрагм переменные во времени возмущающие силы явление резонанса, при котором возникающие напряжения приведут к быстрой поломке лопаток Рабочие лопатки и пакеты на колесе турбины имеют свои вибрационные характеристики. Отстройка лопаток от резонанса, то есть от совпадения с частотой возмущающих сил. Опасные возмущающие силы могут возникать в последних ступенях турбин Облопачивание дисков Рабочая частота вращения не попадала ни в одну из резонансных зон, отвечающей кратностям возмущающих сил. между рабочей частотой вращения и ближайшей резонансной частотой был определенный запас. высокие резонансные напряжения возникают не только при резонансе, но и в непосредственной близости к нему;частота пакетов в процессе эксплуатации может измениться вследствие эрозионного износа профиля, отложений, ослабления крепления бандажа и хвостовика;в условиях эксплуатации может несколько меняться частота сети. Необходимость запаса: Кратность резонанса 2 3 4 5 6 Нормативный запас, % Действующие нормы: возможные отклонения частоты: -2 до + 1 % Для рабочих лопаток последних ступеней турбины опасной может оказаться длительная работа при малых нагрузках и холостом ходе, при существенно повышенном давлении в конденсаторе Дефицит мощности в энергосистеме Сокращение нормативного запаса усталостное разрушение лопаток Вибрационное состояние турбоагрегата Надежность и безопасность работы турбины уровень вибрации агрегата качество изготовления тщательность монтажа уровень эксплуатации оборудования неполадки и аварии нарушение масляного клина подшипников образование зон сухого трения повышение температуры баббита вкладышей задиры и выплавления Жесткие требования к нормированию уровня вибрации (ОПЭАС). Основные причины, вызывающие возникновение вибрации агрегата:динамическая неуравновешенность роторов;нарушение центровки роторов;ослабление жесткости системы;работа в области резонансной частоты вращения;появление возмущающих сил электромагнитного происхождения;появление гидродинамических сил в подшипниках и газодинамических сил в проточной части турбины, вызывающих низкочастотную вибрацию. Какие требования предъявляются к конструкции рабочих лопаток?Какие факторы определяют конструкцию хвостового соединения рабочих лопаток?Хвостовые соединения, какого типа используют заводы ХТГЗ и ЛМЗ?Каково назначение бандажа лопаточного аппарата?Какие факторы определяют вибрационное состояние рабочих лопаток?Назовите причины появления возмущающих сил в проточной части турбины.Почему перевязка лопаток в пакеты снижает уровень их вибрации?Назовите отрицательные последствия повышенной вибрации.Назовите основные причины, вызывающие возникновение вибрации агрегата. Контрольные вопросы К-1000-60/3000 Турбина паровая конденсационная без регулируемых отборов пара, с промежуточной сепарацией и однократным паровым перегревом пара (свежим паром) типа К-1000-60/3000 номинальной мощностью 1012000 квт (1012 Мвт) с частотой вращения ротора 3000 об/мин. Общие сведения Турбина предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВВ-1000-2У ПЭО "Электросила" мощностью 1000 Мвт, монтируемого на общем фундаменте с турбиной. Структурная формула турбины Проточной части системы регенерации К-1000-60/1500-1 ЦВД+ЦСД+3ЦНД (2*7)+(2*4)+3(2*5) 4ПНД+Д7+3ПВД К-1000-60/1500-2 ЦВД+3ЦНД (2*7)+3(2*7) 4ПНД+Д7+2ПВД К-1070-60/1500-3 ЦВД+2ЦНД (2*7)+2(2*7) 4ПНД+Д7+3ПВД Тихоходные турбины Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из симметричного двухпоточного ЦВД и четырех симметричных двухпоточных ЦНД. Порядок отсчета ЦНД производится от регулятора скорости к генератору. Турбоустановка К-1000-60/3000 имеет дроссельное парораспределение. На турбине установлены четыре одинаковых блока парораспределения высокого давления (БПВД) и четыре одинаковых блока парораспределения низкого давления (БПНД). К-1000-60/3000 Длина турбины - 50 м, всего турбоагрегата - 74 м. Стопорный и регулирующий клапан блока парораспределения низкого давления конструктивно похожи, имеют вид поворотных заслонок и расположены в одном корпусе. Работа регулирующих клапанов ЦНД отличается от работы регулирующих клапанов ЦВД: клапаны ЦНД регулируют расход пара через ЦНД только до нагрузки 30%. 1-стопорный клапан2-регулирующий клапан3-корпус4-паровое сито5-седло6-шток стопорного клапана7-шток регулирующего клапана8-крышка9-втулка10-втулки15-фланец25-колонка26-крышка стопорного клапана27-гайка с разгрузочными отверстиями28-обечайка30-разгрузочный клапан СК31-разгрузочный клапан РК Устройство СРК Работа СРК Это исходное положение:Стопорный и регулирующий клапаны, а также их разгрузочные клапаны - закрыты. Свежий пар подводится к паровому ситу и попадает в камеру "Б", заполняя объем перед стопорным клапаном. Стопорный и регулирующий клапаны закрыты.Открывается разгрузочный клапан стопорного клапана. Это двухпозиционный клапан, который выполнен заодно с трубчатым штоком.При открытом разгрузочном клапане пар через разгрузочные отверстия (в гайке) попадает в камеру "А". При этом увеличивается давление в камере "А", т.е. уменьшается Р на СК: снижатся усилие, необходимое для перемещения стопорного клапана. ЭТАП №1 ЭТАП №2 Разгрузочный клапан СК открыт. Открывается стопорный клапан. Регулирующий клапан и его разгрузочный клапан закрыты. Давление перед РК и в камере "A" равно давлению свежего пара. Уменьшение давления на СК и его открытие возможно только при закрытых РК и его разгрузочном клапане, при хорошей плотности клапанов по посадочным местам. В этом заключается суть паровой блокировки СК. При наличии неплотностей невозможно увеличить давление под СК до величины, при которой сервомотор сможет преодолеть перепад давлений на клапане ЭТАП №3 СК и его разгрузочный клапан открыты. Открывается разгрузочный клапан РК, но сам РК закрыт. Часть пара поступает за РК через разгрузочные отверстия, облегчая этим работу сервомотора РК. Конструктивно РК также выполнен заодно со штоком РК ЭТАП №4 СК и разгрузочные клапаны СК и РК открыты. Открывается РК, занимая положение определяемое нагрузкой турбины. Свежий пар поступает в турбину. Для того, чтобы РК в промежуточных положениях был всегда прижат к штоку, выполняется паровое нагружение РК (в направлении на закрытие), благодаря непрерывной подаче свежего пара в разгрузочную полость. Это позволяет избежать осевой вибрации клапана и повышает надежность его срабатывания. ЗАКРЫТИЕ СРК При срабатывании защит, действующих на останов ТА, или при воздействии на ключ ВИУТ на БЩУ СРК закрывается:1) обечайка (клапан золотникового типа) перемещается вниз, прекращая подачу пара в турбину. Одновременно закрывается и разгрузочный клапан СРК. (Время закрытия СК составляет 0.55 сек )2) Закрывается регулирующий клапан со своим разгрузочным клапаном. ( Открытие РК - сервомотором, закрытие – четырьмя пружинами. Время закрытия РК составляет 3 сек ) Параметр Величина Мощность, МВт 1012 Давление свежего пара, кг/см2 60 Температура свежего пара, С 274 Влажность свежего пара, % 0,5 Давление пара на выходе ЦВД, кг/см2 5,65 Температура пара на выходе ЦВД, С 155 Влажность пара на выходе ЦВД, % 14,5 Давление пара на входе в ЦНД, кг/см2 5,2 Температура пара на входе в ЦНД, С 250 Давление отработанного пара, кг/см2 0,05 Температура охлаждающей воды, С 20 Расход охлаждающей воды, т/ч 170000 Назначение и технические характеристики Турбина предназначена для работы в блоке с реактором типа ВВЭР-1000 и рассчитана для работы при следующих основных параметрах приведенных в таблице: Роторы ЦВД и ЦНД - цельнокованные. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты, и каждый из них лежит на двух опорах. Все роторы имеют неподвижные выносные подшипники, которые опираются непосредственно на фундамент. Подшипник № 5, расположенный между ЦНД-2 и ЦВД, опорно-упорный. Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды в ПНД, деаэраторе, ПВД и отбор на приводные турбины питательных насосов. Регенеративная установка состоит из пяти ПНД, два из которых смешивающего типа, три - поверхностного типа, деаэратора, двух ПВД и охладителя пара уплотнений. Каждый ПВД выполнен в двух одинаковых корпусах, включенных параллельно по пару и питательной воде. Для удаления влаги из пара после ЦВД и перегрева его до 250°С турбоустановка снабжена сепараторами - пароперегревателями, выполненными в виде четырех корпусов. Тепловая схема турбоустановки Турбина комплектуется конденсаторами подвального типа.Конденсаторная группа 1000 КЦС‑1 выполнена из четырех конденсаторов, расположенных под турбиной. Конденсаторы устанавливаются двумя отдельными группами в каждой из которых по два конденсатора. Каждый конденсатор присоединен к отдельному ЦНД. Конденсаторы устанавливаются на пружинных опорах для компенсации тепловых расширений во время работы. Трубная система конденсаторов выполнена из труб диаметром 28 мм, толщиной стенки 1 мм и длиной 12 м. Материал труб медно-никелевый сплав марки МНЖ-5-1. Конденсаторная группа Параметр Значение Охлаждающая поверхность, м2 88000 Количество охлаждающих труб, шт 84000 Внутренний, наружный диаметр труб, мм 26/28 Длина труб, мм 12000 Масса воды в циркуляционной системе, т 1300 Масса воды в паровом объеме при гидроиспытании, т 4300 Расчетный расход охлаждающей воды, м3/ч 170000 Вспомогательное оборудование Турбина имеет систему смазки, которая предназначена для снабжения маслом подшипников турбины, генератора и двух ПТН. В системе смазки применяется огнестойкое масло типа “Файркуэл-Л“, которое является аналогом огнестойкого турбинного масла ОМТИ, которое является аналогом огнестойкого турбинного масла ОМТИ Турбина имеет автономную систему регулирования, в которой применяется огнестойкое масло типа "Файркуэл-Л ". Система уплотнения вала генератора так же автономна, в этой системе применяется масло типа Тп-22. Турбина снабжена ВПУ, которое предназначено для вращения ротора турбины с целью предотвращения их прогиба при прогреве и остывании турбины. Частота вращения ротора турбины при вращении от ВПУ - 2 об/мин. Организация отборов пара за каждой ступенью ЦВД, кроме первой, обеспечивает хорошее влагоудаление без потерь удаляемого пара, так как пар используется в системе регенерации.Вращение турбины по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника. Схема движения пара Цилиндр высокого давления Цилиндр высокого давления Цилиндр низкого давления Опоры и подшипники В паровых турбинах используют только подшипники скольжения - опорные и упорные. Подшипники скольжения долговечны, надежны и при правильном изготовлении и заботливой эксплуатации хорошо сопротивляются действию статических и динамических нагрузок. Роторы турбины опираются на 10 опорных подшипников скольжения, которые расположены в шести опорах. Опоры опираются на чугунные фундаментные рамы, залитые в бетон фундамента. Все опоры турбины неподвижны за счет установки поперечных шпонок. Корпуса подшипников бывают трех видов:Встроенные подшипники выполняют совместно с выходным патрубком цилиндра. Выносные выполняют отдельно стоящими на фундаментных рамах. Они не связаны жестко с корпусами цилиндров и их применяют в двух случаях: когда температура примыкающего цилиндра высока (характерно для ЦВД), или когда велики деформации цилиндра (у ЦНД мощных турбин с развитыми выходными патрубками). Приставные подшипники устанавливают на фундамент так же, как и выносные, а затем жестко прикрепляют к корпусу турбины. Баббит в подшипниках скольжения Вкладыши опорных подшипников имеют антифрикционную баббитовую заливку толщиной 2-3 мм. Баббит марки Б-83 = содержащий 83% олова + 11% сурьмы +6% медиОловянистая основа обеспечивает пластичность и деформируемость баббита под действием силы веса вала и равномерно ее распределяет по поверхности вкладыша. Олово обеспечивает высокое сопротивление коррозии и хорошие литейные качества. Сурьма образует в олове твердые включения, придавая баббиту высокое сопротивление истиранию.Добавки меди обеспечивают однородность баббита. Температура плавления баббита составляет 350°С. Сплав обладает малым коэффициентом трения; легко прирабатывается; имеет хорошую теплопроводность, высокую ударную вязкость и совместимость с маслом. Даже кратковременное прекращение подачи масла в подшипник недопустимо, так как это неминуемо приведет к выплавлению внутренней поверхности вкладыша. Масло в подшипнике нагревается за счет сил трения между слоями масла в пленке и за счет теплоты, поступающей по валу от горячих частей турбины. Конструкция опорного подшипника и его маслоснабжение должны обеспечить в эксплуатации температуру баббита не выше 100°С. Температура баббита контролируется термометром сопротивления, установленным в нижней половине вкладыша. При разогреве до 115°С внутренняя поверхность вкладыша, заливаемая антифрикционным легкоплавким сплавом - баббитом, размягчается и ее сопротивление деформированию и износу резко ухудшается. При износе вкладыша опорного подшипника изменяются вибрационные характеристики всего валопровода и может возникнуть интенсивная вибрация. Серьезные аварии с подшипниками неизбежно влекут большие повреждения в проточной части и в уплотнениях. Опорные подшипники Опорные подшипники воспринимают радиальные нагрузки, возникающие от собственного веса ротора, от его неуравновешенных центробежных сил и расцентровок, от аэродинамических сил, которые появляются в проточной части турбины и уплотнениях. Опорно-упорный подшипник * обеспечивает равномерное распределение нагрузки по подушкам Упорный подшипник воспринимает результирующее осевое усилие, действующее на валопровод турбины. Установка и крепление турбины к фундаменту Организация тепловых расширений Валоповоротное устройство Система уплотнения вала турбины Принцип действия Лабиринтовые уплотнения предназначены для уменьшения утечки пара через зазор между неподвижным корпусом и вращающимся ротором со стороны высокого давления в сторону более низкого давления. Лабиринтовые уплотнения могут быть ступенчатыми или прямоточными. Независимо от типа уплотнения они имеют кольцевые гребни и расширительные камеры. Кольцевые гребни разделяют уплотнение на ряд камер. В узкой кольцевой щели поток ускоряется и его давление падает, а в камере за щелью скорость потока снижается практически до нуля. При этом кинетическая энергия гасится, переходя в теплоту, а теплосодержание протекающего пара повышается. В следующих щелях и камерах процесс повторяется. Система уплотнения вала турбины Ступенчатое уплотнение Прямоточное уплотнение Система уплотнения вала турбины Концевые лабиринтовые уплотнения всех цилиндров выполнены в виде колец, установленных в корпусах или обоймах уплотнений. Кольца состоят из сегментов, в которые закатаны гребни уплотнений. Сегменты устанавливаются в корпусах с помощью специальных пружин. Сегменты фиксируются в корпусе специальными шпонками. Пуски и остановы паровой турбины являются наиболее ответственными этапами эксплуатации установки. появление термических напряжений в стенках и фланцах корпуса турбины, стопорных и регулирующих клапанов;появление дополнительных растягивающих напряжений в шпильках горизонтального разъема корпуса турбины;возникновение прогиба цилиндров вследствие разности температур верхней и нижней частей корпуса;изменение линейных размеров ротора и статора;изменение осевых зазоров в проточной части турбины вследствие разности удлинения ротора и статора;изменение радиальных зазоров в проточной части турбины;изменение посадочных напряжений деталей ротора, имеющих температурный натяг. Основные явления: Пуск и останов турбины. Общие вопросы Контрольные вопросы Какую максимальную мощность имеет турбина К-1000-60/3000?Назовите расход свежего пара на турбину при номинальной мощности.Назовите расход пара в конденсаторы при номинальной мощности.Какое количество регенеративных отборов имеет турбина К-1000-60/3000?Какое давление имеет пар на входе в СПП?Какое количество ступеней имеют цилиндры высокого и низкого давления?Какая длина рабочей лопатки последней ступени турбины? Из какого материала изготовлены эти лопатки?В чем выгода использования титановых сплавов для изготовления турбинных лопаток?В чем состоит преимущество подогревателей низкого давления смешивающего типа?В чем состоит преимущество одноступенчатого промежуточного перегрева пара?Почему всасывание конденсатных насосов 1ст взято из конденсатора с большим давлением?Как организовано тепловое расширение цилиндров высокого и низкого давления?Почему ресиверные трубы ЦНД выгоднее размещать на уровне пола машинного зала, а не над турбиной?Как организовано движение масла на подшипниках турбины?Для чего предназначены резервные емкости подшипников?Как происходит выравнивание осевых усилий на колодках упорного подшипника?Назовите особенности конструкции цилиндра низкого давления. Почему ЦНД выполнен двухкорпусным?Какое количество камер имеют концевые уплотнения цилиндра высокого давления и цилиндров низкого давления?В чем разница между концевыми уплотнениями ЦВД и ЦНД?Назовите роль регулирующего и стопорного клапанов ЦНД.С какой скоростью вращается ротор турбины от ВПУ?Как организовано влагоудаление в проточной части турбины?Перечислите места подключения дренажей турбины.В чем преимущества и недостатки применения подвальных конденсаторов? ЛИТЕРАТУРА "Турбина паровая К-1000-60/3000. Описание и инструкция по эксплуатации". 1580001 ИЭ "ЛМЗ" 1982г.Б.Э. Капелович, И.Г. Логинов "Эксплуатация и ремонт паротурбинных установок". Москва "Энергоатомиздат" 1988г.О.А. Пальмин, Л. П. Каменский "Монтаж турбоагрегатов". Москва Высшая школа. 1990 г. Т.Х. Маргулова. "Атомные электрические станции". Москва Высшая школа. 1969г.А.Д. Трухний "Стационарные паровые турбины" Москва "Энергоиздат" 1990г.Б.М. Трояновский "Паровые и газовые турбины атомных электростанций" Москва "Энергоатомиздат" 1985г."Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций". 3-е издание, Москва, 2002г. Системы регулирования Цели обучения Необходимость регулирования и управления Характеристики моментов турбины и генератора Выработка электроэнергии турбоагрегатами энергосистемы всегда должна совпадать с ее потреблением. С ростом частоты вращения n крутящий момент МТ будет уменьшаться: мощность равна произведению крутящего момента на угловую скорость Зависимость МТ(n) называется характеристикой движущего момента турбины. Электрический генератор имеет характеристику момента сопротивления вращения, представляющую собой связь крутящего момента сопротивления МГ, развиваемого электромагнитными силами, с частотой вращения n при постоянной нагрузке Nэ питаемой электрической сети. При снижении нагрузки до N'э характеристика момента генератора снижается. при МТ ≠ МГ устойчивого вращения ротора турбины не будет:при МТ > МГ - вращение ускоряется при МТ < МГ - вращение замедляется При новом, например меньшем, постоянном расходе пара G' характеристика М'Т(n) будет располагаться ниже. При МТ =МГ ротор будет вращаться устойчиво Схемы регулирования частоты вращения Простейшая схема непосредственного регулирования частоты вращения турбоагрегата:1 - валик регулятора частоты вращения; 2 – пружины; 3 - грузы; 4 - муфта; 5 – рычаг; 6 – шарнир;7 – регулирующий клапан; 8 – маховик механизма управления; 9 – пружина Схемы регулирования частоты вращения Принципиальная схема непрямого регулированиячастоты вращения турбоагрегата:1 - валик регулятора частоты вращения; 2 – пружины;3 - грузы; 4 - муфта; 5 – рычаг; 6 – шарнир;7 – регулирующий клапан; 8 – маховик механизма управления; 9 – пружина; 10 – насос; 11 – золотник регулятора скорости; 12 – сервомотор регулирующего клапана турбины Характеристики системы регулирования Динамическая характеристика – оценивает работу системы регулирования в переходном процессе. Представляет собой график изменения частоты вращения ротора турбины с момента полного сброса нагрузки. Это периодический процесс с затухающей амплитудой. Динамические качества системы регулирования определяются значением “динамического заброса” частоты вращения. Максимальное увеличение должно быть ниже уровня настройки автомата безопасности не менее чем на 23.Время переходного процесса должно быть по возможности малым. Характеристика снимается при помощи лабораторного осциллографа, снимающего показания изменения частоты вращения и других параметров, сброс нагрузки производится отключением воздушного выключателя генератора. Это испытание проводится при приемке турбины после монтажа и после реконструкции, изменяющей динамические характеристики системы регулирования, и является очень ответственным. - степень неравномерности - степень нечувствительности Статическая характеристика системы регулирования Статическая характеристика описывает работу регулирования в установившемся режиме. Представляет собой график изменения частоты вращения в зависимости от нагрузки турбины. Характеристики системы регулирования Статическая характеристика строится по известным характеристикам центробежного регулятора, передаточного механизма и регулировочных органов турбины. Особенности регулирования и защиты турбин для АС Большая масса влаги мощный аккумулятор энергии, оказывающий сильное влияние на динамику регулирования. Наиболее наглядно это сказывается на разгоне ротора при резких сбросах нагрузки, а также отражается на отставании в передаче сигналов через цепь инерционных звеньев, образующих объект регулирования. Повышенные требования САР имели возможность дистанционного управления клапанами, обеспечивали перевод турбины на холостой ход, а также изменение мощности турбины при изменении частоты сети с нечувствительностью по частоте не более 0,3 – 0,5 номинального значения и неравномерностью 4 - 5 и полностью отвечали требованиям работы на электростанциях в не блочном исполнении и в энергосистемах с короткими и развитыми линиями электропередачи.По мере увеличения мощности турбин и использования их в виде блоков стало невозможным удержание турбины на холостом ходу при отключении генератора от сети в тех случаях, когда закрытие клапанов производится только из-за повышения частоты вращения. Системы регулирования стали дополняться различными ускорителями движения клапанов: гидравлическими или электрическими дифференциаторами, закрывающими клапаны при недопустимом ускорении ротора, блоками релейной форсировки, кратковременно закрывающие клапаны при отключении генератора от сети и др. Требования ПТЭ к системе автоматического регулирования турбины. устойчиво удерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки;устойчиво удерживать турбину на холостом ходу с номинальной частотой вращения ротора при номинальных и пусковых параметрах пара;обеспечивать возможность плавного изменения электрической и тепловой нагрузки при воздействии на механизм управления турбиной и на электрогидравлическую приставку;удерживать частоту вращения ротора ниже уровня настройки автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных параметрах;степень неравномерности регулирования частоты вращения турбины (при номинальных параметрах пара) должна быть 4,5  0,5%;степень нечувствительности по частоте вращения должна быть не более 0,3%; по входам от двигателя механизма изменения частоты вращения и электрогидравлической приставки – не более 6% по мощности при их соответственно номинальных перемещении и сигнале; Назначение и общие сведения по САРЗ Турбина К–1000-60/3000 ЛМЗ оснащена системой автоматического регулирования и защиты (САРЗ), которая (без вмешательства оператора) в нормативных и аварийных режимах ее эксплуатации предназначена для:автоматического поддержания частоты вращения турбогенератора с неравномерностью около 4,5%;предотвращения повышения частоты вращения ротора турбины до уставки срабатывания регулятора безопасности (РБ) при мгновенном сбросе нагрузки генератора;точного регулирования давления свежего пара перед турбиной и мощности энергосистемы;предупреждения недопустимого снижения давления свежего пара перед турбиной;защиты турбины от опасных режимов работы (падение давления масла в системе смазки, повышение давления пара в конденсаторе, чрезмерного осевого сдвига ротора и т.п. в соответствии с картой защит и блокировок второго контура). Состав системы регулирования В состав САРЗ структурно входят:органы парораспределения, включающие регулирующие и стопорные клапаны ЦВД и ЦНД, сбросные клапаны, а также клапан греющего пара;гидравлическая часть системы регулирования, включающая датчик частоты вращения (регулятор скорости), исполнительные механизмы - гидравлические сервомоторы регулирующих, стопорных и сбросных клапанов, а также промежуточные усилители для передачи воздействия от датчиков на исполнительные механизмы - блок золотников регулятора скорости (ЗРС), промежуточные золотники (ПЗ);электрическая часть системы регулирования, включая датчики: частоты вращения, активной мощности генератора, давления пара в линии промежуточного перегрева, давления свежего пара, управляющего давления в системе регулирования. Быстродействующий электрогидравлический преобразователь (ЭГП), золотники предварительной защиты (ЗПЗ). Относительно медленнодействующий - механизм управления турбиной (МУТ);система защиты турбины, включающая в себя датчики: центробежные выключатели, реле давления масла и т.д. и устройства для передачи сигналов от датчиков на исполнительные механизмы системы регулирования, золотники регуляторов безопасности (ЗРБ), электромагнитные выключатели (ЭМВ);маслоснабжение системы обеспечивается рядом устройств для хранения, очистки и подачи огнестойкого масла в пределах турбоустановки;устройства КИП, сигнализации, электропитания, устройств САРЗ. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ Назначение системы Электрическая часть системы регулирования микропроцессорная (ЭЧСР) является составной частью системы регулирования турбины К-1000-60/3000, предназначена для управления турбиной во всех режимах работы в соответствии со своим функциональным назначением согласно проекту и является системой нормальной эксплуатации. частоты вращения ротора турбоагрегата (частоты сети);электрической мощности турбогенератора;давления острого пара в ГПК.При работе ЭЧСР повышает:степень автоматизации работы блока в различных режимах его работы;устойчивость блока в нормальных эксплуатационных условиях, а также при отказах и неплановых отключениях технологического оборудования;совместно со средствами ПА статическую и динамическую устойчивость станции и системы.В режимах со сбросами электрической нагрузки задачей ЭЧСР является улучшение противоразгонных характеристик турбины.Предусмотрено использование ЭЧСР:в режимах пуска (разворот турбины, синхронизация турбогенератора с сетью, нагружения и останова (разгрузка, останов турбины);в нормальных режимах работы энергоблока при регулировании заданного параметра (стационарные режимы работы блока);при технологических ограничениях на блоке по причине отказа и отключения вспомогательного оборудования;в аварийных и послеаварийных режимах работы энергосистемы;при сбросах электрической нагрузки. Краткое описание работы ЭЧСР В ЭЧСР поступает информация о состоянии ряда устройств (аппаратуры):- о режимах работы автоматического регулятора мощности реактора (АРМ6К); - о работе устройств ПА; - о наличии технологических ограничений на блоке; - о работе защит на отключение блока от сети; - об отключенном состоянии выключателя генераторного напряжения и выключателей сети 750кВ; - о посадке СК турбины; - от АС и схемы ручной подгонки частоты вращения ротора; - напряжения и токи статора от трансформаторов тока и трансформаторов напряжения генератора; - об отключении положения автомата во вторичных цепях трансформаторов напряжения генератора.ЭЧСР выдает в другие системы следующую информацию:на рабочее место оператора турбины - активную мощность, частоту вращения ротора;в информационно-вычислительную систему ИВС - аналоговые сигналы (частоту вращения ротора турбоагрегатов; электрическую активную мощность генератора; давление в ГПК от датчика, заведенного на вход ЭЧСР; уставка по давлению, выставленная задатчиком; давление масла в линии управления РК от ЭЧСР; ток на электрогидравлический преобразователь), а также дискретные сигналы (режимы работы ЭЧСР и др.);в схему формирования сигнала на отключение турбины - сигнал о работе канала ЭЧСР по предварительной защите турбины;в схему формирования сигнализации на БПУ - сигналы о режимах работы ЭЧСР, неисправностях, работе аварийных каналов и др. Схема САРЗ турбины К-500-65/3000 Контрольные вопросы Объясните необходимость использования автоматических систем регулирования турбин.Назовите основные характеристики системы регулирования.Каковы основные требования, предъявляемые к системам регулирования паровых турбин?Каковы особенности систем регулирования и защит турбин для АЭС?Каким должен быть коэффициент нечувствительности для систем регулирования турбин АЭС?Объясните назначение САР.Что входит в состав задающей части САРЗ?Расскажите о назначении электрической части системы регулирования.Назовите основные режимы работы ЭЧСР и расскажите об их назначении.

Приложенные файлы

  • ppt 18066273
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий