Турбоустановка для генератора переменного тока

Полезная модель относится к электротехнике и может быть использована в газово-турбинных установках, имеющих раздельное крепление газогенератора и свободной турбины на фундаментной раме.

Сущность технического решения заключается в том, что в турбоустановку для генератора переменного тока, содержащую, приводимую в действие газом или паром турбину и генератор переменного тока на общем валу, вспомогательное оборудование, включающее в себя, по меньшей мере, один, масляный насос и электрическую схему контроля и управления, введена фундаментная рама в виде жестко закрепленных на горизонтальной опоре вертикальных стоек и, по меньшей мере, одной закрепленной на упомянутых стойках горизонтальной опорной плиты, при этом турбина и генератор переменного тока установлены на упомянутой горизонтальной опорной плите, а вспомогательное оборудование с приборами электрической схемы контроля и управления размещены под горизонтальной опорной плитой между стойками. Кроме того, вспомогательное оборудование может содержать систему маслоснабжения для смазки подшипников турбины и генератора, конденсационную установку для сбора конденсата из полости турбины, систему уплотнений для автоматического поддержания давления пара в уплотнениях турбины в пределах 0,02 - 0,07 кгс/см ², систему технического водоснабжения для охлаждения масла и элементов вспомогательного оборудования, систему автоматической защиты для предупреждения возникновения или дальнейшего развития аварии при повреждении отдельных узлов или отклонении режима работы от нормы. Электрическая схема контроля и управления содержит систему автоматического регулирования холостого хода, теплофикационного и конденсационного режимов с заданными электрической и тепловой нагрузками и режима мгновенного сброса до нуля электрической нагрузки. Система маслоснабжения для смазки подшипников турбины и генератора содержит, по меньшей мере, один масляный насос-регулятор, выполненный за одно целое с общим валом турбины и генератора.

Полезной моделью достигается технический результат, который заключается в повышении коэффициента полезного действия установки за счет снижения механических потерь в опорных подшипниках вращающихся элементов установки, энергетических потерь в линиях коммуникаций и уплотнительных элементах турбины, а также уменьшение габаритов установки, протяженности ее линий коммуникаций и оптимизация пространственной ориентации элементов вспомогательного оборудования.

Полезная модель относится к электротехнике и может быть использована в газово-турбинных установках, имеющих раздельное крепление газогенератора и свободной турбины на фундаментной раме.

Известен способ монтажа газогенератора и свободной турбины газотурбинного привода, в котором газогенератор и свободная турбина крепятся на фундаментной раме раздельно посредством узла соединения (см. схему газотурбинной установки G6 компании «AEI», Шубенко-Шубин Л.А. и др. Газотурбинные установки. Атлас конструкций и схем. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Машиностроение», 1976, 164 с., рис.II-17 и II-21, §II-3). На упомянутой схеме газотурбинная установка показана в неработающем состоянии. В данном неработающем состоянии узел соединения находится в свободном, недеформированном состоянии вследствие отсутствия внешних сил.

Недостатком известного способа монтажа является то, что в процессе монтажа в элементы узла соединения газогенератора и свободной турбины вносятся неконтролируемые монтажные напряжения, что в совокупности с нагрузками, действующими при работе газотурбинного привода: сжимающие силы от температурных деформаций корпусов газогенератора и свободной турбины в осевом направлении, внутреннее давление - снижают надежность работы и ресурс конструкции.

Известен способ монтажа газогенератора и свободной турбины газотурбинного привода, заключающийся в предварительной установке газогенератора и свободной турбины на фундаментную раму и креплении корпусов газогенератора и свободной турбины между собой посредством узла соединения (см. патент US 4044442 A, МПК B23P 15/04, 1977).

Недостатком известного способа монтажа также является то, что в процессе монтажа в элементы узла соединения газогенератора и свободной турбины вносятся неконтролируемые монтажные напряжения, что в совокупности с нагрузками, действующими при работе газотурбинного привода: сжимающие силы от температурных деформаций корпусов газогенератора и свободной турбины в осевом направлении, внутреннее давление - снижают надежность работы и ресурс конструкции.

Технической задачей упомянутого выше изобретения является повышение эффективности монтажа в части обеспечения при последующей эксплуатации конструкции уменьшения действующих нагрузок в узле соединения корпусов газогенератора и свободной турбины газотурбинного привода, обеспечение прочностной разгрузки узла соединения и повышение его ресурса.

Известен способ монтажа газогенератора и свободной турбины газотурбинного привода включает предварительную установку газогенератора и свободной турбины на фундаментную раму, последующую установку в переходном участке от газогенератора к свободной турбине узла соединения, содержащего сильфон, и крепление узла соединения, содержащего сильфон, предварительно одной стороной к корпусу газогенератора или свободной турбины. Затем выполняют окончательную установку и крепление газогенератора и свободной турбины на фундаментной раме на монтажном расстоянии, после чего крепят узел соединения, содержащий сильфон, противоположной стороной к корпусу свободной турбины или газогенератора, соответственно. Окончательную установку и крепление газогенератора и свободной турбины на фундаментной раме выполняют на монтажном расстоянии, определяемом зависимостью, защищаемой изобретением. При креплении узла соединения, содержащего сильфон, противоположной стороной к корпусу свободной турбины или газогенератора, соответственно, растягивают сильфон в направлении оси газотурбинного привода на величину, определяемую зависимостью, защищаемой настоящим изобретением, то есть до ликвидации монтажных зазоров между узлом соединения, содержащим сильфон, и корпусами газогенератора и свободной турбины. Изобретение позволяет уменьшить нагрузки, действующие в узле соединения корпусов газогенератора и свободной турбины газотурбинного привода, а также обеспечить разгрузку сильфона и повышение его ресурса (RU 2386833, МПК F02C 7/20, F02C 7/28, 28.03.2008).

Недостатком этого технического решения, так же, как и указанных выше, являются неустранимые внутренние конструктивные напряжения в элементах газотурбинного привода, которые снижают надежность его работы и обуславливают снижение коэффициента полезного действия.

Известна турбоустановка для генератора переменного тока, реализованная в электрической системе для турбины/генератора переменного тока, содержащей приводимую в действие газом турбину и генератор переменного тока на постоянном магните на общем валу, содержащая упомянутый генератор переменного тока, имеющий ротор из постоянного магнита и статорную обмотку, шину переменного тока, подключенную к статорной обмотке, схему вывода переменного тока, инвертор, подключенный к схеме вывода переменного тока, первый контактор для подключения инвертора к статорной схеме, шину постоянного тока, подключенную к инвертору, выпрямитель, подключенный между шиной переменного тока и шиной постоянного тока, временный источник питания, подключенный к шине постоянного тока, задающее устройство, подключенное таким образом, чтобы вызвать переключение инвертора, генератор сигналов, приводимый в действие сигналами, полученными от вращения общего вала, генератор колебаний разомкнутой системы, второй контактор для подключения либо генератора сигналов, либо генератора колебаний разомкнутой системы к инвертору, системный контролер для переключения во время пускового режима первого контактора в положение соединения инверторной схемы к шине переменного тока и переключения второго контактора в положение соединения генератора сигналов к задающему устройству и для переключения во время режима вывода энергии первого контактора в положение отключения инвертора от шины переменного тока и переключения второго контактора в положение подключения генератора колебаний разомкнутой системы к задающему устройству, благодаря чему во время пускового режима генератор переменного тока функционирует как электродвигатель, увеличивающий скорость турбины до скорости безопасного зажигания, и в режиме вывода энергии электрическая система выдает на схему вывода переменного тока электроэнергию переменного тока с частотой, несвязанной со скоростью вращения генератора переменного тока (RU 2224352, МПК H02P 9/04, H02P 9/44, 03.12.1997).

В этом техническом решении, принятом в качестве прототипа, устранен указанный выше общий для аналогов недостаток взаимного механического влияния турбины и генератора, обуславливающий снижение надежности турбоустановки.

Недостатком прототипа является невысокий коэффициент полезного действия установки в связи с потерями в опорных подшипниках вращающихся элементов установки, особенно при увеличении скорости вращения турбины, а также значительные габариты установки, протяженность ее линий коммуникаций и неопределенность пространственной ориентации элементов вспомогательного оборудования.

Технический результат полезной модели заключается в повышении коэффициента полезного действия установки за счет снижения механических потерь в опорных подшипниках вращающихся элементов установки, энергетических потерь в линиях коммуникаций и уплотнительных элементах турбины, а также уменьшение габаритов установки, протяженности ее линий коммуникаций и оптимизация пространственной ориентации элементов вспомогательного оборудования

Указанный технический результат достигается тем, что в турбоустановку для генератора переменного тока, содержащую, приводимую в действие газом или паром турбину и генератор переменного тока на общем валу, вспомогательное оборудование, включающее в себя, по меньшей мере, один, масляный насос и электрическую схему контроля и управления, введена фундаментная рама в виде жестко закрепленных на горизонтальной опоре вертикальных стоек и, по меньшей мере, одной закрепленной на упомянутых стойках горизонтальной опорной плиты, при этом турбина и генератор переменного тока установлены на упомянутой горизонтальной опорной плите, а вспомогательное оборудование с приборами электрической схемы контроля и управления размещены под горизонтальной опорной плитой между стойками.

Кроме того, вспомогательное оборудование содержит систему маслоснабжения для смазки подшипников турбины и генератора.

Кроме того, вспомогательное оборудование содержит конденсационную установку для сбора конденсата из полости турбины.

Кроме того, вспомогательное оборудование содержит систему уплотнений для автоматического поддержания давления пара в уплотнениях турбины в пределах 0,02-0,07 кгс/см² .

Кроме того, вспомогательное оборудование содержит систему технического водоснабжения для охлаждения масла и элементов вспомогательного оборудования.

Кроме того, вспомогательное оборудование содержит систему автоматической защиты для предупреждения возникновения или дальнейшего развития аварии при повреждении отдельных узлов или отклонении режима работы от нормы.

Кроме того, электрическая схема контроля и управления содержит систему автоматического регулирования холостого хода, теплофикационного и конденсационного режимов с заданными электрической и тепловой нагрузками и режима мгновенного сброса до нуля электрической нагрузки.

Кроме того, система маслоснабжения для смазки подшипников турбины и генератора содержит, по меньшей мере, один масляный насос-регулятор, выполненный за одно целое с общим валом турбины и генератора.

Полезная модель поясняется чертежами.

На фиг.1 - показан общий вид установки с компоновкой ее систем на фундаментной раме;

На фиг.2 - представлена схема подачи масла в опорные подшипники вращающихся элементов установки системы маслоснабжения.

Турбоустановка для генератора переменного тока, содержит приводимую в действие газом или паром турбину 1 и генератор 2 переменного тока на общем валу 3, связанные муфтой 27, исключающей взаимное механическое влияния элементов турбины и генератора друг на друга, вспомогательное оборудование, включающее в себя масляный насос-регулятор 4, выполненный за одно целое с общим валом турбины и генератора, и электрическую схему контроля и управления 5. В турбоустановку введена фундаментная рама 6 в виде жестко закрепленных на горизонтальной опоре 7 вертикальных стоек 8 и, по меньшей мере, одной закрепленной на упомянутых стойках горизонтальной опорной плиты 9, при этом турбина 1 и генератор 2 переменного тока установлены на упомянутой горизонтальной опорной плите, а вспомогательное оборудование с приборами электрической схемы контроля и управления размещены под горизонтальной опорной плитой между стойками.

Вспомогательное оборудование содержит систему маслоснабжения 10 для смазки подшипников 11 и 12 турбины и генератора, конденсационную установку 13 для сбора конденсата из полости турбины, систему уплотнений 14 для автоматического поддержания давления пара в уплотнениях турбины в пределах 0,02-0,07 кгс/см², систему технического водоснабжения 15 для охлаждения масла и элементов вспомогательного оборудования, систему автоматической защиты 16 для предупреждения возникновения или дальнейшего развития аварии при повреждении отдельных узлов или отклонении режима работы от нормы. В электрическую схему контроля и управления введена система автоматического регулирования 17 холостого хода, теплофикационного и конденсационного режимов с заданными электрической и тепловой нагрузками и режима мгновенного сброса до нуля электрической нагрузки.

На выходном конце вала 3 в подшипниках 23 установлен возбудитель 18 электрической схемы контроля и управления на подшипниках 23. Из масляного бака 22 насосом-регулятором 4 через линию подачи 19 масла оно подается в подшипники 11 турбины подшипники 12 генератора и подшипники 23 возбудителя. А через линию дренажа 20 масла, подключенную ко всем подшипникам, оно поступает обратно в бак для последующей циркуляции. На линии забора масла из бака 22 перед всасывающим входом насоса-регулятора 4 установлен маслоохладитель 21, охлаждаемый системой технического водоснабжения 15. Рабочий пар поступает через линию подвода 24 пара в турбину 1 и через линию отвода пара 26 подается в конденсационную установку 13 для сбора конденсата из полости турбины. По трубопроводам линии охлаждения 26 от системы технического водоснабжения 15 конденсационная установка 13 и маслоохладитель 21 охлаждаются до заданной проектом температуры, контролируемой системой автоматического регулирования 17.

Совокупность признаков установки направлена на уменьшение механических и энергетических потерь и уменьшает габариты устройства в целом, значительно повышается коэффициент полезного действия.

Работа турбоустановки и ее систем может быть показана на конкретном примере реализации.

Турбина паровая П-6-1,2/0,5 типа П (внутренние конструктивные элементы не показаны), конденсационная с регулируемым производственным отбором, номинальной мощностью 6 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин, с начальным абсолютным давлением пара 12 кгс/см2 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока Т-6-2УЗ.

Свежий пар посредством линии подвода 24 пара поступает через два стопорных клапана и, пройдя механизм парораспределения, попадает в проточную часть турбины.

За 3-ей ступенью проточной части часть пара отбирается в регулируемый производственный отбор, а остальной пар продолжает работать на лопатках турбины, расширяясь до давления в конденсаторе конденсационной установки 13 для сбора конденсата из полости турбины.

Для защиты конденсатора (внутренние конструктивные элементы конденсационной установки 13 не показаны) от чрезмерного повышения давления на выхлопной части корпуса турбины установлены две предохранительные диафрагмы.

Для защиты турбины от повышения давления в регулируемом производственном отборе на паропроводе этого отбора устанавливается предохранительное устройство, состоящее из импульсного и предохранительного клапанов.

Конденсат отработавшего в турбине пара собирается в конденсатосборнике конденсатора, откуда откачивается одним из конденсатных насосов, второй конденсатный насос является резервным.

Весь конденсат после конденсатного насоса подается к регулятору уровня: часть конденсата - сразу после насоса, другая часть - после последовательного прохода через охладители основного эжектора и эжектора отсоса.

Весь поток конденсата проходит через регулятор уровня, где автоматически распределяется в пропорции, необходимой для поддержания постоянного уровня в конденсатосборнике: часть конденсата направляется в конденсатор на рециркуляцию, часть - в деаэратор.

При работе турбины с выключенным регулятором уровня изменение расхода конденсата в деаэратор и на рециркуляцию с целью поддержания постоянного уровня в конденсатосборнике производится вручную с помощью задвижек с электроприводами на линии выхода в деаэратор помимо регулятора уровня и на линии ручной рециркуляции.

Пар из второй камеры переднего концевого уплотнения отводится в первую камеру заднего уплотнения, а избыток пара из этой же линии поступает в регулятор уплотнений вместе с паром протечек от штоков регулирующих и стопорных клапанов.

В этой линии регулятором уплотнений системы уплотнений 14 (внутренние конструктивные элементы не показаны) поддерживается постоянное давление, несколько превышающее атмосферное - 0,02-0,07 кгс/см ². Для этого регулятор уплотнений на холостом ходу и малых нагрузках турбины автоматически подводит в систему уплотнений пар из станционной магистрали, а при избытке пара (при больших нагрузках на турбину) автоматически отводит его из системы уплотнений в переходный патрубок турбины.

Крайние камеры переднего и заднего концевых уплотнений, а также камеры уплотнений штоков привода поворотной диафрагмы и регулятора уплотнений соединены с эжектором отсоса, который поддерживает в них абсолютное давление немного ниже атмосферного 97-98 КПа (0,97-0.98 кгс см² абс).

Для питания пароструйных эжекторов и регулятора уплотнений используется пар из главного паропровода с абсолютным давлением 1,2 МПа (12 кгс см²) и температурой 270°C.

При необходимости турбина может работать с отключенным регулятором уплотнений, для чего предусмотрены обводные линии с арматурой на подводе пара в систему уплотнений и на сбросе избытка пара из системы уплотнений в переходный патрубок турбины.

Охлаждающая вода в маслоохладители и воздухоохладители генератора подается насосами технической воды.

При этом вода, поступающая на охлаждение маслоохладителей и воздухоохладителей, проходит через водяной фильтр. Для очистки фильтр отключается с помощью задвижек от напорной магистрали и обратным потоком воды через задвижку 101 и 102 промывается в канализацию.

Дренажи турбинной установки направлены:

- из паропровода свежего пара - в дренажную магистральвысокого давления:

- из охладителей эжектора отсоса и из охладителя второй ступени основного эжектора - через гидравлические затворы в дренажную магистраль атмосферного давления;

- из охладителя первой ступени основного эжектора - через гидравлический затвор в конденсатор;

- из корпуса турбины и паропроводов в пределах турбины - в переходный патрубок между турбиной и конденсатором;

- из нижней точки паропровода после выполнен дренаж с двумя выходами: один выход - в атмосферу (на воронку), второй выход - в переходный патрубок между турбиной и конденсатором;

- из отглушенного патрубка, выходящего из низа корпуса турбины, - постоянно действующий дренаж через ограничительную шайбу диаметром 5 мм в верхнюю часть конденсатора.

Отводы воздуха из корпусов водяных фильтров конденсатных насосов направлены в конденсатор.

Турбина представляет собой одновальный одноцилиндровый агрегат, проточная часть которого состоит из одновенечной регулирующей ступени и тринадцати одновенечных ступеней давления.

Камерой регулируемого производственного отбора турбина делится на часть высокого давления (ЧВД) и часть низкого давления (ЧНД). ЧВД и ЧНД турбин состоят соответственно из 3 и 11 ступеней.

ЧВД - от паровпуска до производственного отбора состоит из одновенечной регулирующей ступени и 2-х ступеней давления.

ЧНД - от производственного отбора до выхлопа в конденсатор состоит из регулирующей ступени с поворотной диафрагмой и 10-ти ступеней давления.

Ротор турбины гибкий с насадными дисками, соединен с ротором генератора посредством жесткой муфты. На переднем конце вала расположена шейка переднего опорного подшипника и гребень упорного подшипника, являющийся одновременно рабочим колесом главного масляного насоса. Рабочее колесо главного масляного насоса выполнено заодно с валом. Передний подшипник турбины комбинированный, опорно-упорный. Задний подшипник турбины опорный.

Система маслоснабжения турбоагрегата и ВПУ.

Система маслоснабжения 10 для смазки подшипников 11 и 12 турбины и генератора турбоагрегата предназначена для обеспечения маслом нужной температуры и давления системы смазки подшипников турбины и генератора, гидродинамической системы регулирования и защиты турбины.

В состав системы маслоснабжения входят (весь состав не показан):

- масляный бак основной (МБ);

- блок масляных насосов, включающий в себя дренажный масляный бак с установленными на нем электронасосами (пусковым, стояночным, аварийным и перекачивающим) и сигнальным реле уровня;

- дистанционный выключатель

- гидравлическое реле давления в системе смазки;

- датчики-реле давления аварийного и стояночного масляных электронасосов;

- главный масляный насос-регулятор 4 (ГМН - выполнен заодно целое с валом ротора);

- пусковой масляный насос с блоком сбросного и обратного клапанов (ПМН):

- аварийный масляный электронасос (АМН);

- клапан сбросной аварийного масляного электронасоса;

- насос валоповоротного устройства (НВУ);

- инжектор масляный (ИМ);

- маслоохладители (МО);

- масляный фильтр (МФ);

- стояночный насос системы смазки (СНМ);

- перекачивающий масляный насос (ПрМН);

- указатель уровня в маслобаке;

- трубопроводы и арматура;

- контрольно-измерительные приборы.

Номинальное расчетное давление масла в системе регулирования 10 кгс/см².

Номинальное расчетное давление масла в системе смазки 0.5 кгс см².

При пуске турбины маслоснабжение агрегата осуществляется от пускового масляного электронасоса (ПМН). С помощью сбросного клапана на нагнетании ПМН автоматически поддерживается давление 8 кгс/см².

Поток масла от ПМН, переместив шар обратного клапана, обходит его и поступает:

а) в масляный канал в корпусе переднего подшипника, где прижимает шар обратного клапана к седлу, предотвращая поступление силового масла в камеру нагнетания ГМН, и направляется по двум направлениям:

- часть масла - к сборочным единицам блока регулирования;

- другая часть масла - подводится к автоматическому затвору, далее через гидравлическое реле давления в смазочной системе и дистанционный выключатель турбины поступает к быстрозапорному устройству стопорных клапанов, к гидравлическому приводу быстрозапорного клапана-захлопки и через клапан к реле закрытия регулирующих клапанов (в качестве импульсного);

б) в инжектор, где из маслобака подсасывается дополнительное количество масла и, перемешавшись, через маслоохладители подается в двух направлениях:

- часть масла - во всасывающую камеру ГМН;

- другая часть масла проходит через дроссель, перемещает шар обратного клапана на закрытие линии к АМН и СМН и через масляный фильтр поступает на смазку подшипников агрегата.

Для автоматического включения и отключения ПМН при пусках и остановах турбины, а также для опробования его автоматического включения (АВР) на работающей турбине служит датчик-реле давления, подключенный к напорной линии между обратными клапанами ПМН и ГМН.

При падении давления в системе смазки до 0,25 кгс/см ее маслоснабжение начинает осуществляться от резервного (стояночного) масляного электронасоса с двигателем переменного тока (СМН) или от аварийного масляного электронасоса с двигателем постоянного тока (АМН).

Включение СМН и АМН (если по какой-либо причине СМН не включился) происходит автоматически, что обеспечивается датчиком-реле давления, подключенным к системе смазки. При помощи датчика-реле давления осуществляется также опробование АВР электронасосов на работающей турбине.

Масло из дренажного бака перекачивается в масляный бак при помощи перекачивающего масляного насоса (ПрМН), включение и отключение которого происходит автоматически от воздействия реле уровня.

К валоповоротному устройству рабочее масло подается от шестеренчатого насос валоповоротного устройства (НВУ), всасывающая труба которого опущена в маслобак ниже уровня масла.

При увеличении частоты вращения ротора давление масла на нагнетании ГМН увеличивается и, когда оно станет равным -8,2 кгс/см, ПМН автоматически отключится от воздействия датчика-реле давления и маслоснабжение агрегата примет на себя ГМН.

При этом шар обратного клапана на нагнетании ГМН переместиться, что откроет проход маслу через клапан. Поток масла начнет двигаться в обратном направлении, т.е. от ГМН к ПМН, и прижмет шар обратного клапана на нагнетании ПМН к седлу, предотвращая слив масла через ПМН.

При номинальной частоте вращения ротора ГМН поддерживает в линии нагнетания давление масла на уровне 10 кгс/см².

В системе маслоснабжения условно можно выделить четыре связанные между собой контура циркуляции масла:

- контур всаса ГМН, в котором масло из линии нагнетания ГМН подается к инжектору, где оно, выходя с большой скоростью из сопла, подсасывает масло из бака в диффузор в количестве, компенсирующем все сливы из системы в маслобак. От инжектора масло через маслоохладители поступает во всасывающую камеру ГМН;

- контур системы смазки, в котором масло из линии нагнетания ГМН проходит инжектор, маслоохладители, дроссель, масляный фильтр и поступает на смазку подшипников агрегата;

- контур системы регулирования, в котором масло из линии нагнетания ГМН поступает в блок регулирования и из него возвращается на всас ГМН:

- контур системы защиты, в котором масло из линии нагнетания ГМН через автоматический затвор, гидравлическое реле давления в системе смазки и дистанционный выключатель турбины параллельными потоками поступает к быстрозапорному устройству стопорных клапанов, к гидравлическому приводу быстрозапорного клапана-захлопки и через клапан к реле закрытия регулирующих клапанов (в качестве импульсного).

Сливы масла направлены:

- на всас ГМН - из сборочных единиц блока регулирования;

- в маслобак - из подшипников агрегата и элементов системы защиты (кроме гидравлического привода клапана-захлопки);

- в дренажный маслобак - из гидравлического привода клапана-захлопки.

При останове турбины по мере уменьшения частоты вращения ротора давление масла на нагнетании ГМН падает.

Когда давление понизится до 7,2 кгс/см², ПМН автоматически включится в работу от воздействия датчика-реле давления и начнет поддерживать в линии нагнетания давление на уровне 8 кгс/см ². При этом шар обратного клапана на нагнетании ПМН переместится и откроет проход маслу через клапан. Поток масла начнет двигаться в обратном направлении (от ПМН к ГМН) и прижмет шар обратного клапана на нагнетании ГМН к седлу, предотвращая слив масла через ГМН.

С этого момента маслоснабжение агрегата начнет осуществляться от ПМН. и потоки масла распределятся, как и при пуске турбины.

В случае снижения давления в системе смазки до 0,25 кгс/см², происходит АВР СМН или АМН (если по какой-либо причине не включился СМН) от воздействия датчика-реле давления. Под воздействием потока масла шар обратного клапана на линии нагнетания включенного в работу насоса (СМИ и АМН) переместится и откроет проход маслу через клапан со стороны насоса.

Далее поток масла направляется в обратный клапан, прижимает шар и перекрывая магистраль от маслоохладителей, и через фильтр поступает на смазку подшипников агрегата. При этом к переднему подшипнику масло поступит из общей системы смазки, если давление в последней превысит давление масла в этом подшипнике. В этом случае шар обратного клапана переместится и откроет проход маслу из общей системы смазки к подшипнику.

На нагнетании СМН и АМН автоматически поддерживается давление масла на уровне ~1 кгс/см² с помощью соответствующего сбросного клапана.

Опробование автоматического включения ПМН, СМН и АМН производится с помощью двух вентилей, входящих в комплект каждой из установок датчиков реле давления (один вентиль перекрывает подвод масла к датчику, второй - открывает слив масла от датчика, имитируя падение давления в соответствующей системе).

Подогрев масла перед пуском турбоустановки до 30-40°C, а также сепарация масла должны производиться станционными средствами.

Масляный бак, общий для системы смазки и системы регулирования, имеет емкость 3,6 м3 (до верхнего уровня). Указатель уровня масла сообщается с внутренней полостью чистого отсека маслобака при помощи трубопроводов. Его верхняя показывающая часть возвышается над уровнем площадки обслуживания турбины. Указатель уровня имеет контакты для подачи световых сигналов при минимальном "0" и максимальном "150" уровнях масла в баке, что соответствует 310 и 160 мм от крышки маслобака. В специальные направляющие масляного бака установлены два ряда плоских фильтров тонкой очистки, которые разделяют внутреннюю полость масляного бака на три отсека.

Забор масла во всас блока насосов производится из левого (третьего) отсека. К фланцу всасывающей трубы приварена труба с отверстиями, сверху закрытая донышком, чтобы исключить всасывание из верхних слоев масла, насыщенного пузырьками воздуха.

Из этого же отсека масляный инжектор подает масло во всас ГМН и к подшипникам агрегата и происходит всас шестеренчатого насоса валоповоротного устройства, заборная труба которого опущена под нижний уровень масла и уплотнена в крышке масляного бака сальником.

Через отверстия в приемный отсек бака сливается масло из подшипников турбины и генератора, далее оно через два ряда плоских фильтров грубой очистки поступает в масловоздушный отстойник. Воздух отводится через сапун в атмосферу. Через фильтры тонкой очистки масло направляется в третий (чистый) отсек масляного бака.

О степени загрязненности фильтров можно судить по изменению перепада уровней масла в крайних отсеках бака. Очистка сеток производится при достижении перепада уровней масла на них 75 мм.

Выемка и очистка плоских фильтров должна производиться поочередно. Фильтр масляный типа ФМ-65 служит для очистки масла от механических примесей.

Масляный фильтр установлен на линии подвода масла в систему смазки подшипников турбоагрегата.

Масляный фильтр двухсекционный, состоит из сварного корпуса, в каждую секцию которого вставлено по фильтрующему пакету.

Между полостями секций корпуса помещен пробковый кран, поворотом которого за ручку включается в работу одна из секций фильтра.

На пробковом кране имеется ручка переключателя, на которой расположена защелка, фиксирующая положение ручки и выгравирована надпись «ВКЛЮЧЕН». В зависимости от положения ручки надпись «ВКЛЮЧЕН» располагается над секцией фильтра, находящейся в работе.

Выпуск воздуха из внутренней полости включаемой в работу секции фильтра осуществляется пробным клапаном.

Очистку фильтрующих пакетов необходимо производить после каждого останова, ремонта, ревизии турбины и при уменьшении давления в системе смазки на величину 0,10-0,15 кгс/см² по сравнению с первоначальным.

Для охлаждения масла, циркулирующего в системе маслоснабжения, служат два маслоохладителя, один из которых является резервным и включается в работу, когда работающий маслоохладитель не обеспечивает охлаждение масла до температуры 40-45°C.

Система регулирования.

Турбоустановка снабжена системой автоматического регулирования 17 холостого хода, теплофикационного и конденсационного режимов с заданными электрической и тепловой нагрузками и режима мгновенного сброса до нуля электрической нагрузки, обеспечивающей следующие основные режимы работы:

1) холостой ход ~ поддерживается частота вращения ротора и обеспечивается возможность плавно ее изменять в пределах рабочего диапазона синхронизатора;

2) теплофикационный режим (с включенным регулятором давления и подачей пара в регулируемый отбор) - выдерживаются заданные электрическая и тепловая нагрузки при работе в параллель по электрической и тепловой нагрузкам либо частота вращения ротора турбины (частота электрической сети) и давление в регулируемом отборе при работе в индивидуальные электрическую и тепловую сети;

3) конденсационный режим (без подачи пара в регулируемый отбор, регулятор давления отключен) - выдерживается заданная электрическая нагрузка при работе в параллель по электрической нагрузке либо частота вращения ротора турбины (частота электрической сети) при работе в индивидуальную электрическую сеть;

4) режим мгновенного сброса до нуля электрической нагрузки, соответствующей максимальному расходу свежего пара (в том числе при отключении генератора от сети) - удерживается частота вращения ротора турбины ниже уровня срабатывания автомата безопасности.

Система автоматического регулирования обеспечивает:

- степень неравномерности регулирования частоты вращения при номинальных параметрах пара 4,5±0,5% номинальной;

-диапазон синхронизации частоты вращения (2850-3150 об/мин):

- степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения не более 0.3% номинальной;

- пределы регулирования давления пара в производственном отборе от 3 до 5 кгс см ²;

- устойчивое удержание турбины на холостом ходу и возможность изменения частоты вращения при синхронизации генератора с электрической сетью:

- закрытие регулирующих клапанов от воздействия реле в случае срабатывания элементов системы защиты.

В состав системы регулирования входят (весь состав не показан):

- главный масляный насос-регулятор 4 (датчик частоты вращения ротора):

- питающая диафрагма импульсной линии ЧНД;

- питающая диафрагма импульсной линии ЧВД;

- трансформатор давления;

- отсечной золотник сервомотора ЧВД;

- сервомотор ЧВД;

- регулятор давления производственного отбора пара;

- отсечной золотник сервомотора ЧНД;

- сервомотор ЧНД. К схеме регулирования подключен элемент системы защиты - реле закрытия регулирующих клапанов.

Все сборочные единицы и детали системы регулирования (кроме насоса-регулятора) размещены в корпусе блока регулирования.

Система автоматического регулирования турбины - однонасосная, гидродинамическая с двумя ступенями усиления (первая ступень - проточная, вторая - отсечная).

Система регулирования имеет две импульсные проточные линии, управляющие одна - сервомотором ЧВД, другая - сервомотором ЧНД. Изменение каждого из регулируемых параметров приводит к изменению расходов масла через обе импульсные линии и, следовательно, к соответствующим перемещениям поршней обоих сервомоторов. Обратные связи каждого из сервомоторов выполнены гидравлическими и воздействуют каждая только на свой отсечной золотник.

В качестве датчика частоты вращения ротора используется главный масляный насос-регулятор (ГМН) центробежного типа с радиально-сверленными каналами, выполненными в упорном диске, изготовленном за одно целое с валом турбины.

Для обеспечения подпора в линии всасывания ГМН в масляном баке установлен масляный инжектор (ИМ), приемная камера которого всегда находится под уровнем масла.

В сопло инжектора масло подается из линии нагнетания ГМН. Номинальное расчетное давление в линии нагнетания ГМН при номинальной частоте вращения (3000 об/мин) составляет - 10 кгс/см ², в линии всасывания - 1.0 кгс/см².

Конструкция ГМН такова, что его напор, зависящий от частоты вращения, почти не зависит от расхода, т.е. характеристика ГМН (Q-H) близка к горизонтали.

Такое протекание характеристики ГМН обеспечивает устойчивость, а также высокие динамические показатели качества процесса регулирования.

Зависимость напора ГМН от частоты вращения используется в качестве регулирующего импульса. При этом изменение напора ГМН (прямой импульс) воспринимается золотником трансформатора давления, к нижнему поршеньку которого подведено масло из линии нагнетания ГМН, а к верхнему - из линии всасывания ГМН. Разность давлений сверху и снизу золотника уравновешивается пружиной.

Таким образом, положение золотника трансформатора давления относительно втулки зависит от частоты вращения ротора. При этом частота вращения ротора в пределах заданного диапазона задается натяжением пружины, которое может изменяться при помощи синхронизатора, как непосредственно от руки - при помощи маховика, так и дистанционно - при помощи электродвигателя, управляемого от кнопок со щита контроля и управления.

Под управлением трансформатора давления (синхронизатора) турбина работает на холостом ходу и по электрическому графику нагрузки.

По тепловому графику нагрузки турбина работает под управлением регулятора давления.

При этом маховик синхронизатора должен быть установлен в положение, соответствующее номинальной частоте вращения на холостом ходу.

Регулятор давления производственного отбора сильфонного типа. Сила давления пара, подведенного из камеры этого отбора, на активную площадь сильфона уравновешивается пружиной. Таким образом, положение золотника регулятора давления относительно втулки, в которой он размешен, зависит от давления пара в камере производственного отбора. Золотник трансформатора и золотник регулятора давления имеют по две регулирующие кромки, которыми они изменяют проходную площадь для слива масла из двух проточных импульсных линий при изменении режима работы турбины. При этом золотник трансформатора давления изменяет давление масла в обеих импульсных линиях в одном направлении (либо повышает, либо понижает), а золотник регулятора давления в производственном отборе изменяет давление масла в импульсных линиях разных направлений. Так при увеличении частоты вращения ротора турбины давление в обоих проточных импульсных линиях возрастает и, наоборот, при уменьшении частоты вращения ротора - понижается. При повышении давления пара в производственном отборе давление в проточной импульсной линии, управляющей сервомотором ЧВД - повышается, а в проточной импульсной линии, управляющей сервомотором ЧНД - понижается. При понижении давления пара в производственном отборе давление в проточной импульсной линии, управляющей сервомотором ЧВД, понижается, а в проточной импульсной линии, управляющей сервомотором ЧНД - повышается.

Отсечные золотники, управляющие впуском масла из линии нагнетания главного масляного насоса-регулятора (ГМН) в рабочие полости соответствующих сервомоторов и выпуском масла из нерабочих полостей в линию всасывания ГМН, нижней полостью подключены каждый к своей проточной импульсной линии. Противоположные полости каждого из отсечных золотников находятся под воздействием сил давления масла в линии всасывания ГМН и усилия соответствующей пружины. Рабочие окна втулок отсечных золотников, через которые осуществляется питание полостей сервомоторов, полностью закрываются только при одном строго определенном, так называемом "среднем", положении каждого из отсечных золотников. Таким образом, установившееся состояние системы может быть достигнуто только при заданных давлениях в проточных импульсных линиях, которые определяются натяжением пружин отсечных золотников. В проточной импульсной линии ЧВД и проточной импульсной линии ЧНД номинальное давление составляет 4,0 кгс/см².

При изменении частоты вращения ротора турбины, так же как и при изменении давления пара в производственном отборе, давления в проточных импульсных линиях отклоняются от номинальной величины, в результате отсечные золотники смещаются из своих "средних" положений, вызывая одновременное перемещение поршней сервомоторов. При этом будут изменяться проходные площади парораспределений ЧВД и ЧНД, а также площади щелей обратных связей сервомоторов ЧВД и ЧНД. Вызываемые этим изменения давлений в проточных импульсных линиях будут противоположны тем изменениям, которые вызвали смещение обоих золотников из "среднего" положения. Поэтому, по мере перемещения поршней сервомоторов, давление в проточных импульсных линиях будет возвращаться к номинальной величине, а отсечные золотники -к своим "средним" положениям. Новое установившееся состояние системы будет достигнуто, когда мощность турбины и расход пара в производственный отбор придут в соответствие с электрической и тепловой нагрузками. При этом отсечные золотники снова окажутся в своих "средних" положениях.

Для ограничения динамического заброса частоты вращения в случае сброса электрической нагрузки во втулке трансформатора давления предусмотрены дополнительные окна, через которые в указанном случае осуществляется прямой впуск масла (в обход питающей диафрагмы) из линии нагнетания ГМН в проточную импульсную линию. В результате давление в импульсной линии резко возрастает, что вызывает мгновенное закрытие регулирующих клапанов ЧВД.

В вышеописанном случае для турбины П-6-1,2/0,5 наряду с изложенным осуществляется также впуск масла (в обход питающей диафрагмы) из линии нагнетания ГМН в проточную импульсную линию, что вызывает мгновенное закрытие поворотной диафрагмы ЧНД.

Для изменения частоты вращения ротора турбины при неизменной электрической нагрузке при работе в индивидуальную электрическую сеть и для изменения электрической нагрузки при работе турбины в общую электрическую сеть предусмотрен синхронизатор, представляющий собой устройство, при помощи которого изменяется начальное натяжение пружины трансформатора давления. Синхронизатор работает как непосредственно от руки, так и дистанционно от электропривода. Изменение частоты вращения ротора турбины на холостом ходу при помощи синхронизатора может быть осуществлено в пределах ±5% от номинального значения. Изменение мощности турбины может быть осуществлено при помощи синхронизатора от нуля до номинальной.

Для изменения давления пара в камере производственного отбора в регуляторе давления предусмотрен привод с электродвигателем дистанционного управления и маховиками для ручного управления, при помощи которых изменяется начальное натяжение пружины регулятора.

Регулятор давления рассчитан на автоматическое регулирование давления в производственном отборе от 3 до 5 кгс/см² .

Диапазон изменения давления в камере производственного отбора пара при различных электрических и тепловых нагрузках, а также максимально возможные расход пара в производственный отбор и расход свежего пара в турбину на различных электрических нагрузках определяются по диаграмме режимов (входит в эксплуатационные документы турбины).

Схема регулирования предусматривает также автоматическое закрытие регулирующих клапанов ЧВД и поворотной диафрагмы парораспределения ЧНД при срабатывании любого из механизма защиты. Закрытие органов парораспределения осуществляется при помощи реле, которое при падении давления масла в линии защиты, вызываемом срабатыванием какого-либо механизма защиты, производит впуск масла высокого давления из линии нагнетания ГМН в проточные импульсные линии, управляющие сервомоторами ЧВД и ЧНД. Вследствие этого давление в проточных импульсных линиях резко увеличивается, отсечные золотники смещаются от своих средних положений и, перемещаясь вверх, открывают верхние окна втулок, через которые производится впуск масла высокого давления из линии нагнетания ГМН в нижние полости сервомоторов, а также одновременно с этим открывают нижние окна указанных втулок, через которые производится слив масла из верхних полостей сервомоторов в линию всасывания ГМН. В результате поршни сервомоторов под воздействием сил давления масла перемещаются вверх и тем самым производят закрытие регулирующих органов парораспределений ЧВД и ЧНД.

Открытие регулирующих клапанов производится путем взведения элементов системы защиты.

Система автоматической защиты.

Система автоматической защиты 16 предназначена для предупреждения возникновения или дальнейшего развития аварии при повреждении отдельных узлов или значительном отклонении режима от нормы.

Система автоматической защиты включает в себя следующие составные части (не показаны):

1) элементы защиты, действующие на отключение подачи свежего пара в турбину, к ним относятся:

- стопорные клапаны (2 шт.), регулятор безопасности с автоматическим затвором и устройством для гидроопробования; дистанционный выключатель турбины с электромагнитным приводом; гидравлическое реле давления в смазочной системе; реле закрытия регулирующих клапанов с устройством для опробования, а также устройство контроля осевого смещения ротора (два датчика и два показывающих прибора),

- электронный тахометр, виброаппаратура, приборы замера давления в системе регулирования, на всасе насоса-регулятора, в смазочной системе, в паровом пространстве конденсатора и прибор замера температуры свежего пара,

2) устройство защиты, действующее на предупреждение поступления в турбину обратного потока пара из производственного отбора, к нему относится быстрозапорный клапан-захлопка с гидравлическим приводом,

3) паровые предохранительные устройства, к ним относятся:

- две предохранительные диафрагмы на выхлопной части турбины,

- импульсный и предохранительный пружинные клапаны на паропроводе производственного отбора.

Работа системы защиты.

Из линии нагнетания главного масляного насоса-регулятора (от пускового электронасоса - при пуске и останове турбины) масло подается в быстрозапорные устройства стопорных клапанов и гидравлический привод клапана-захлопки производственного отбора пара через автоматический затвор, гидравлическое реле давления в смазочной системе и дистанционный выключатель турбины.

Из линии защиты (линия перед стопорными клапанами) масло в качестве импульсного подается через устройство для опробования к реле закрытия регулирующих клапанов.

Из смазочной системы масло в качестве импульсного подводится:

- к гидравлическому реле давления в смазочной системе;

- к сигнализирующему прибору замера давления в смазочной системе:

- к установке датчика-реле давления аварийного масляного электронасоса.

Из напорной масляной линии подводится масло в качестве импульсного к установке датчика-реле давления пускового масляного электронасоса.

Подвод силового масла под боек регулятора безопасности для его опробования выполнен через сверления в вале ротора.

Опробование регулятора безопасности производится на рабочей частоте вращения ротора при установке маховика автоматического затвора в положение "Испытание" подачей силового масла под боек путем ручного нажатия толкателем на масляный клапан.

Стопорные клапаны обеспечивают останов турбины путем мгновенного перекрытия подвода свежего пара в турбину при падении давления масла в рабочих полостях их быстрозапорных устройств до величины менее 3 кгс/см² .

Такое падение давление масла в быстрозапорных устройствах происходит:

1) при срабатывании автоматического затвора от воздействия регулятора безопасности, либо от кнопки ручного выключателя автоматического затвора;

2) при срабатывании дистанционного выключателя турбины от электрического сигнала, поступающего на отключающий электромагнит элементов защиты (осевой сдвиг ротора, падение давления в смазочной системе, предельная частота вращения ротора, падение давления на всасе главного масляного насоса-регулятора, увеличение давления масла в системе регулирования, снижение температуры свежего пара, увеличение абсолютного давления в конденсаторе, увеличение вибрации подшипников турбины), либо со шита от кнопки управления; одновременно со срабатыванием стопорных клапанов происходит принудительное закрытие клапана-захлопки от воздействия гидравлического привода и обратного потока пара:

3) при срабатывании гидравлического реле давления в смазочной системе.

Реле закрытия регулирующих клапанов закрывает регулирующие клапаны ЧВД и поворотную диафрагму ЧНД одновременно со срабатыванием быстрозапорных устройств стопорных клапанов (в тех же случаях), что обеспечивает прекращение поступления свежего пара в турбину, в случае неплотного закрытия или заедания стопорных клапанов.

Регулятор безопасности, установленный в расточке вала ротора турбины, обеспечивает срабатывания автоматического затвора при увеличении частоты вращения ротора турбины до 3360 об/мин, вызванному неисправными действиями органов регулирования скорости (в том числе при сбросе нагрузки с турбоагрегата).

Для регулятора безопасности предусмотрено специальное приспособление, при помощи которого можно осуществлять опробование перемещения бойка регулятора безопасности на ходу турбины без повышения частоты вращения ротора и без срабатывания стопорных клапанов. При этом на период такого опробования указатель автоматического затвора следует установить в положение «испытание».

Дистанционный выключатель турбины с электромагнитным приводом обеспечивает отсечку поступления масла высокого давления и одновременно слив масла из рабочих полостей быстрозапорных устройств стопорных клапанов, из гидравлического привода клапана-захлопки и из импульсной полости реле закрытия регулирующих клапанов, вызывая этим срабатывание на закрытие стопорных клапанов, регулирующих клапанов

ЧВД. поворотной диафрагмы ЧНД и клапана-захлопки в случае:

1) осевого сдвига ротора от рабочего положения на ±0,8 мм - сигнал одновременно от двух датчиков устройств измерения осевого сдвига по принципу "2 из 2";

2) уменьшение давление на всасе главного масляного насоса-регулятора до 0.25 кгс/см2 - сигнал от прибора замера давления;

3) уменьшение давление в смазочной системе до 0,25 кгс/см2 - сигнал от прибора замера давления;

4) увеличение давление масла в системе регулирования до 11.8 кгс см2 - сигнал от прибора замера давления;

5) увеличения частоты вращения ротора до 55 с" (3300 об/мин.) сигнал от датчика (первичного преобразователя), электронного тахометра;

6) увеличения вибрации переднего или заднего подшипников турбины до 11.2 мм/с, что соответствует двойной амплитуде виброперемещений 100 мкм - сигнал от любого из датчиков виброаппаратуры каждого из подшипников по принципу " 1 из 1";

7) уменьшения температуры свежего пара до 245°C; сигнал поступает от прибора замера температуры свежего пара;

8) увеличения абсолютного давления пара в конденсаторе до 60 кПа (0.6 кгс см2) - сигнал от прибора замера давления;

9) ручного нажатия отключающей кнопки на щите управления турбины. Гидравлическое реле давления в смазочной системе воспринимает гидравлический сигнал и обеспечивает отсечку подачи масла высокого давления и одновременно слив масла из рабочих полостей быстрозапорных устройств стопорных клапанов, из гидравлического привода клапана-захлопки и из импульсной полости реле закрытия регулирующих клапанов, вызывая этим срабатывание на закрытие стопорных клапанов, регулирующих клапанов ЧВД, поворотной диафрагмы ЧНД и клапана-захлопки. при уменьшении давления в смазочной системе до величины менее 0.25 кгс/см².

Быстрозапорный клапан-захлопка установлен на паропроводе производственного отбора пара и служит для предотвращения обратного потока пара в турбину из паропровода отбора.

Действие гидравлического привода на закрытие клапана-захлопки происходит одновременно с закрытием стопорных клапанов от срабатывания любого из следующих элементов защиты:

1) автоматического затвора;

2) гидравлического реле давления в смазочной системе;

3 дистанционного выключателя турбины.

Турбина снабжена паровыми предохранительными устройствами, которые установлены:

1)на паропроводе производственного отбора (состав - импульсный и предохранительный пружинные клапаны - срабатывание при увеличении давления до 6.6 кгс/см2;

2)на выхлопной части корпуса турбины (состав - две предохранительные диафрагмы, срабатывание при увеличении давления до 0.2 кгс см2.

Конденсационная установка.

Конденсационная установка состоит из конденсатора КП-540/2, основного эжектора ЭО-50М, пускового эжектора ЭП-150/П и двух конденсатных электронасосов.

Корпус конденсатора стальной, сварной конструкции. В верхней части широкий патрубок для приема пара из турбины, в нижней части конденсатосборнике с фланцем для отвода конденсата.

Трубные доски приварены к торцам корпуса, к трубным доскам приварены передняя и задняя водяные камеры.

Внутри корпуса, вдоль его оси, помещены латунные охлаждающие трубки, развальцованные с обеих сторон в трубных досках и опирающиеся в отверстиях двух трубных перегородок. Для направления стекающего с трубок конденсата к центру конденсатора служат перегородки.

Отсос паровоздушной смеси производится из зон расположения нижних пучков трубок через два коллектора, размещенные вдоль корпуса конденсатора изнутри. Каждый коллектор внутри задней водяной камеры соединяется желобом со своим патрубком, через который паровоздушная смесь отсасывается пароструйным эжектором.

Конденсатор выполнен регенеративным. Подогрев стекающего с трубной системы конденсата осуществляется паром, проникающим в нижнюю часть конденсатора по выполненным в трубной системе просекам.

Конденсат собирается в конденсатосборнике, откуда откачивается конденсатным насосом.

Визуальный контроль за уровнем в конденсатосборнике осуществляется при помощи водоуказательного стекла.

На конденсатосборнике установлены два уравнительных сосуда для присоединения к первичным приборам в системах дистанционного контроля и регулирования уровня конденсата.

Конденсатор по воде выполнен из двух самостоятельных секций, имеющих отдельные патрубки входа и выхода охлаждающей воды.

Такая конструкция позволяет производить ревизию и чистку охлаждающих трубок одной из секций, не останавливая турбины. При этом температура пара в конденсаторе не должна превышать 120 С.

Каждая секция имеет два хода охлаждающей воды.

Вода входит через патрубок в переднюю водяную камеру и по трубкам, расположенным ниже перегородки, поступает в заднюю водяную камеру: затем вода возвращается по трубкам, расположенным выше перегородки в переднюю водяную камеру, откуда выходит через патрубок.

Водяные камеры с торцов закрываются полукрышками, которые могут открываться независимо одна от другой. Для создания единой жесткой системы крышки и трубной доски служат анкерные связи.

Для осмотра и чистки водяных камер в полукрышках имеются люки, закрываемые крышками.

На фундамент конденсатор ставится пружинными опорами. Приемный патрубок конденсатора соединяется с выхлопными патрубками турбины через переходной патрубок.

После очередной ревизии конденсатор должен подвергаться гидравлическому испытанию в соответствии с указаниями сборочного чертежа конденсатора. При этом на период испытаний необходимо рядом с пружинными опорами устанавливать жесткие технологические опоры.

Для защиты конденсатора от чрезмерного повышения давления в паровом пространстве на выхлопной части корпуса турбины установлены две предохранительные диафрагмы.

Система автоматического регулирования уровня конденсата в конденсаторе обеспечивает необходимое распределение потоков конденсата и поддержание уровня конденсата в конденсатосборнике в заданных пределах.

Конденсатор рассчитан для работы на циркуляционной воде с температурой на входе от 4 до 35 С.

- Температура сетевой воды на входе в конденсатор не более 70°C.

- Давление сетевой воды на входе в конденсатор не более 2 кгс/см2.

Эжектор основной предназначен для удаления воздуха (паровоздушной смеси) из конденсатора для поддержания в нем разряжения необходимой величины. Турбина П-6-1,2/0,5 комплектуется основным эжектором ЭО-50М. Пароструйный основной эжектор выполнен двухступенчатым последовательного действия и состоит из следующих основных частей (не показаны):

- корпуса;

- первой ступени эжектора;

- второй ступени эжектора;

- двух охладителей;

- двух нижних водяных камер.

Корпус эжектора сварной конструкции состоит из двух обечаек, выполненных из труб и соединенных между собой крышкой, днищем и 4-мя боковыми стенками. Три внутренние перегородки, приваренные к обечайкам, крышке, днищу и боковым стенкам образуют внутри корпуса эжектора 4-ре камеры В. Г. Д. Е. В верхней части обечайки корпуса соединены с верхними водяными камерами через компенсаторы, воспринимающие тепловые удлинения корпуса при работе эжектора. В нижней части корпуса имеются специальные фланцы для крепления нижних водяных камер.

Первая и вторая ступени эжектора, состоящие каждая из сопловой камеры, диффузора, соплодержателя с соплом, закреплены на крышке корпуса. Подача пара к угловым клапанам осуществляется напрямую из паропровода. Диффузор первой ступени эжектора помещен в камеру В, диффузор второй ступени - в камеру Д. Каждая ступень эжектора имеет свой охладитель.

Каждый охладитель состоит из двух трубных досок, в которых развальцованы латунные трубки. Между трубными досками приварены поперечные и продольные перегородки, служащие для направления движения паровоздушной смеси.

Необходимое расстояние между поперечными перегородками обеспечено дистанционными трубками, которые набираются на четыре охлаждающие трубки. Нижние трубные доски приварены к обечайкам корпуса, верхние - к обечайкам верхних водяных камер. Верхние водяные камеры закрыты заглушками, на которых установлены пробные клапаны для удаления воздуха при заполнении охладителей эжектора водой.

Для удаления воздуха при гидроиспытании из паровой части охладителей на фланцах верхних водяных камер предусмотрены специальные пробки.

К нижним фланцам корпуса присоединены нижние водяные камеры. Внутренняя полость нижних водяных камер разделена перегородками на две изолированные секции: одна секция соединена с патрубками подвода охлаждающей воды, вторая - с патрубком отвода охлаждающей воды.

В нижней части обечаек нижних водяных камер приварены лапы с ребрами для установки эжектора на фундамент.

Рабочий пар (Р=6,0 кгс/см²) поступает через угловые вентили к соплам первой и второй ступеней эжектора.

Струя пара, выходящая с большой скоростью из сопла первой ступени, увлекает за собой паровоздушную смесь, подводимую из конденсатора к приемному патрубку сопловой камеры первой ступени. Общий поток паровоздушной смеси, сжатой в диффузоре, поступает в камеру В. Поднявшись вверх, смесь через окно в обечайке попадает в верхнюю часть охладителя первой ступени и движется в поперечно-продольном направлении сверху вниз. Большая часть пара из паровоздушной смеси конденсируется в охладителе, а оставшаяся смесь через нижнее окно в обечайке попадает в камеру Г. В верхней части камеры Г имеется отверстие, через которое паровоздушная смесь попадает в сопловую камеру второй ступени эжектора, где захватывается струей свежего пара, выходящей с большой скоростью из сопла. Общий поток смеси, сжатый в диффузоре до давления, несколько превышающего атмосферное, поступает в камеру Д и. поднявшись вверх, через окно в обечайке попадает в верхнюю часть охладителя второй ступени и движется в поперечно-продольном направлении с верху вниз.

Пар, содержащийся в смеси, конденсируется, а воздух через нижнее окно поступает в камеру Е и через трубу удаляется в атмосферу. На трубе имеется фланец для возможности установки дроссельного воздухомера.

Конденсат пара из охладителя первой ступени поступает в камеру Г и отводится через гидрозатвор в конденсатор, а из охладителя второй ступени в камеру Е и затем через гидрозатвор отводится в дренажную магистраль атмосферного давления.

Из камер В и Д конденсат удаляется в камеры, соответственно Г и Е через отверстия в нижней части обечаек.

Охлаждающей водой в эжекторе является конденсат, подаваемый конденсатным насосом.

Эжектор выполнен по воде из двух самостоятельных секций, имеющие отдельные патрубки входа и выхода охлаждающей воды. Каждая секция имеет два хода.

Эжектор укомплектован необходимыми контрольно-измерительными приборами.

Эжектор пусковой предназначен для отсоса воздуха из конденсатора с целью создания в нем разряжения перед пуском турбины. Турбина П-6-1,2/0,5 комплектуется пусковым эжектором ЭП-150/И.

Эжектор состоит из стального сварного корпуса, к которому с одного торца крепится соплодержатель с соплом, с другого торца присоединен диффузор.

К фланцам корпуса присоединяются трубопроводы паровоздушной смеси из конденсатора.

К фланцу диффузора подсоединяется трубопровод выхлопа паро-воздушной смеси в атмосферу (за пределы машзала).

Рабочий пар подводится к соплу эжектора.

Струя пара, выходящая с большой скоростью из сопла, захватывает из камеры смешения воздух. Паро-воздушная смесь сжимается в диффузоре до давления, несколько превышающее атмосферное, и выбрасывается через трубопровод в атмосферу.

При отключении эжектора вначале следует закрыть задвижки на трубопроводах подвода паро-воздушной смеси, а затем вентиль на подводе рабочего пара.

Конденсатный электронасос.

Для откачки конденсата из конденсатора служат два конденсатных электронасоса типа ЭКН-50-55, один из которых является резервным. Насос - горизонтальный, центробежный, секционного типа, с предвключенной осевихревой ступенью с односторонним расположением рабочих колес.

Опорами ротора служат два подшипника скольжения, смазка которых осуществляется перекачиваемой водой. Вода на смазку отбирается от первой ступени насоса и проходит очистку от механических примесей в сетчатом фильтре.

Фильтр односекционный, состоит из корпуса, фильтрующего пакета, крышки и пробки специальной. Фильтрующим элементом пакета является сетка из нержавеющей стали с полиамидной окантовкой.

При работе насоса осевые силы, действующие на ротор, разгружаются гидропятой, состоящей из диска упорного, пяты упорной и пяты, предназначенной для восприятия пусковых и случайных нагрузок.

Система уплотнений.

Система уплотнений 14 предназначена для предотвращения пропаривания через уплотнения штоков механизмов парораспределений ЧВД и ЧНД и подсосов воздуха через концевые уплотнения вала ротора на всех режимах работы турбины.

В состав системы уплотнений входят (не показаны):

1) установка регулятора уплотнений;

2) эжектор системы отсоса.

Установка регулятора уплотнений состоит из исполнительного механизма (механизм электрический однооборотный - МЭО) и регулятора уплотнений, которые закреплены на металлической раме.

Исполнительный механизм получает команды от датчика давления (ДД) и при помощи рычажной передачи производит соответствующие перемещения шиберов регулятора уплотнений.

В эксплуатационных документах МЭО и прибора имеются указания, которыми следует руководствоваться при их настройке, проверке исправности и обслуживании.

Камеры между обоймами переднего концевого уплотнения (ПКУ) и заднего концевого уплотнения (ЗКУ) соединены по следующей схеме (номера камер считать по ходу пара через уплотнения):

- первая камера ПКУ - через вентиль с коллектором дренажей конденсатора:

- вторая камера ПКУ и первая камера ЗКУ - соединены между собой паропроводом, который подключен к регулятору уплотнений;

- третья камера ПКУ и вторая камера ЗКУ - с эжектором отсоса.

С регулятором уплотнений также соединены камеры уплотнений штоков стопорных клапанов и механизма парораспределения, а с эжектором отсоса - камеры уплотнений штока привода поворотной диафрагмы и штока регулятора уплотнений.

При пуске и малых нагрузках турбины, когда давление пара в корпусе турбины перед концевыми уплотнениями ниже атмосферного, чтобы не допустить просачивания воздуха через уплотнения, во вторую камеру переднего концевого уплотнения и первую камеру заднего концевого уплотнения через регулятор уплотнений автоматически подводится пар из станционной магистрали.

С увеличением нагрузки на турбину, когда давление перед уплотнениями возрастает, подачи к ним пара извне больше не требуется и регулятор уплотнений автоматически закроет поступление пара из станционной магистрали, а избыток пара от уплотнений направит в переходной патрубок между турбиной и конденсатором.

Сброс пара в переходной патрубок между турбиной и конденсатором из системы уплотнений производится:

- при пуске турбины, а также при работе под нагрузкой;

- при увеличении давления пара после регулятора уплотнений более 0.07 кгс см² .

При этом, на всех режимах работы турбины, включая пусковые, регулятор уплотнений автоматически поддерживает в системе уплотнений давление пара в пределах 0,02-0,07 кгс/см2.

При необходимости турбина может работать с отключенным регулятором уплотнений, для чего предусмотрены обводные линии с вентилями для подвода пара в систему уплотнений и отвода из нее помимо регулятора уплотнений.

Паровоздушная смесь из последних камер концевых уплотнений турбины (из второй ЗКУ и третьей ПКУ), из камер уплотнений штока привода поворотной диафрагмы и штока регулятора уплотнений отсасывается эжектором отсоса, поддерживая в них давление немного ниже атмосферного - 0.03-0.02 кгс/см².

Регулятор уплотнений.

Регулятор уплотнений служит для поддержания на всех режимах работы турбины постоянного давления пара 0,02-0,010 кгс/см ² в камерах элементов системы уплотнений, соединенных паропроводом, куда входят: первая камера ЗКУ (номера камер по движению пара через уплотнения), вторая камера ПКУ, камеры уплотнения штоков стопорных клапанов и механизма парораспределения ЧВД.

Эжектор системы отсоса.

Эжектор системы отсоса (на показан) предназначен для отсоса паровоздушной смеси из крайних отсеков концевых уплотнений турбины, уплотнений штока привода поворотной диафрагмы и штока регулятора уплотнений. Турбина П-6-1,2/0,5 комплектуется эжектором отсоса ЭУ-400.

Эжектор отсоса выполнен одноступенчатым с двумя охладителями последовательного действия и состоит из следующих основных частей (не показаны):

- корпуса;

- пароструйного эжектора;

- двух охладителей:

- двух нижних и двух верхних водяных камер.

Корпус эжектора сварной конструкции состоит из двух обечаек, выполненных из труб и связанных через компенсаторы с верхними водяными камерами. В нижней части корпуса имеются специальные фланцы для крепления нижних водяных камер. Обечайки соединены между собой крышкой, днищем и четырьмя боковыми стенками. Три внутренние перегородки, приваренные к обечайкам, крышке, днищу и боковым стенкам образуют внутри корпуса эжектора четыре камеры Б, В. Г, Д.

Пароструйный эжектор установлен на крышке эжектора и состоит из сопловой камеры, диффузора, соплодержателя с соплом. Диффузор эжектора помешен в камеру Г.

Охладители и водяные камеры (нижняя и верхняя) унифицированы с охладителями и водяными камерами эжектора основного ЭО-30М.

Из системы уплотнений паровоздушная смесь поступает в камеру Б, откуда через окно, расположенное в верхней части обечайки, всасывается в верхнюю часть вакуумного охладителя. Двигаясь в поперечно-продольном направлении сверху вниз смесь охлаждается, часть пара конденсируется, а оставшаяся паровоздушная смесь через нижнее окно в обечайке попадает в камеру В, соединенную с приемным патрубком сопловой камеры.

Подача пара к угловым клапанам осуществляется напрямую из паропровода.

Рабочий пар через угловой клапан поступает к соплу. Струя пара, выходящая из сопла с большой скоростью, увлекает за собой паровоздушную смесь из сопловой камеры, соединенной с камерой В. Общий поток паровоздушной смеси, сжатой в диффузоре, поступает в камеру Г эжектора. Из камеры Г паровоздушная смесь через верхнее окно обечайки попадает в верхнюю часть атмосферного охладителя и движется в поперечно-продольном направлении сверху вниз. В охладителе пар конденсируется, а воздyх через нижнее окно обечайки поступает в камеру Д и через трубу удаляется в атмосферу машзала.

Из камер Б и Г конденсат через отверстия в нижней части обечаек перетекает в соседние с ним камеры охладителей и вместе с образовавшимся там конденсатом пара через нижние окна в обечайках поступает, соответственно, в камеры В и Д, которые фланцами соединяются через гидрозатворы с дренажной магистралью атмосферного давления.

Эжектор укомплектован необходимыми контрольно-измерительными приборами.

Система технического водоснабжения 15 для охлаждения масла и элементов вспомогательного оборудования.

Насосами техническая вода по трубопроводам от градирни с давлением 5 кгс/см²:

поступает в турбинный участок, и далее через фильтр и регулятор давления (давление снижается до 3 кгс/см2) подводится к маслоохладителям и воздухоохладителям турбоагрегата. Пройдя маслоохладители и воздухоохладители турбоагрегата, техническая вода по трубопроводу отводится на градирню для охлаждения.

Таким образом, полезной моделью достигается технический результат, который заключается в повышении коэффициента полезного действия установки за счет снижения механических потерь в опорных подшипниках вращающихся элементов установки, энергетических потерь в линиях коммуникаций и уплотнительных элементах турбины, а также уменьшение габаритов установки, протяженности ее линий коммуникаций и оптимизация пространственной ориентации элементов вспомогательного оборудования.

1. Турбоустановка для генератора переменного тока, содержащая приводимую в действие газом или паром турбину и генератор переменного тока на общем валу, вспомогательное оборудование, включающее в себя, по меньшей мере, один масляный насос и электрическую схему контроля и управления, отличающаяся тем, что в нее введена фундаментная рама в виде жестко закрепленных на горизонтальной опоре вертикальных стоек и, по меньшей мере, одной закрепленной на упомянутых стойках горизонтальной опорной плиты, при этом турбина и генератор переменного тока установлены на упомянутой горизонтальной опорной плите, а вспомогательное оборудование с приборами электрической схемы контроля и управления размещены под горизонтальной опорной плитой между стойками.

2. Турбоустановка по п.1, отличающаяся тем, что вспомогательное оборудование содержит систему маслоснабжения для смазки подшипников турбины и генератора.

3. Турбоустановка по п.1, отличающаяся тем, что вспомогательное оборудование содержит конденсационную установку для сбора конденсата из полости турбины.

4. Турбоустановка по п.1, отличающаяся тем, что вспомогательное оборудование содержит систему уплотнений для автоматического поддержания давления пара в уплотнениях турбины в пределах 0,02-0,07 кгс/см².

5. Турбоустановка по п.1, отличающаяся тем, что вспомогательное оборудование содержит систему технического водоснабжения для охлаждения масла и элементов вспомогательного оборудования.

6. Турбоустановка по п.1, отличающаяся тем, что вспомогательное оборудование содержит систему автоматической защиты для предупреждения возникновения или дальнейшего развития аварии при повреждении отдельных узлов или отклонении режима работы от нормы.

7. Турбоустановка по п.1, отличающаяся тем, что электрическая схема контроля и управления содержит систему автоматического регулирования холостого хода, теплофикационного и конденсационного режимов с заданными электрической и тепловой нагрузками и режима мгновенного сброса до нуля электрической нагрузки.

8. Турбоустановка по п.2, отличающаяся тем, что система маслоснабжения для смазки подшипников турбины и генератора содержит, по меньшей мере, один масляный насос-регулятор, выполненный за одно целое с общим валом турбины и генератора.