Общие сведения и требования к ТЗ

Паровые турбины данного производителя изготавливаются под заказ согласно техническому заданию клиента.

Для начала работы по любому проекту после подписания NDE требуется предоставить ряд исходных данных, в т.ч.:

  • Наименование конечного пользователя;
  • Адрес места использования;
  • Назначение и вид турбины (К, П, Т, ПТ или Р);
  • Параметры пара на входе в турбину;
  • Расход пара на входе в турбину;
  •  Требуемая выходная мощность;
  • Параметры пара на выходе из турбины;
  • Параметры и расход пара в регулируемых отборах;
  • Требования к комплектности поставки;
  • Сроки реализации проекта.
Доставка по всему миру Доставка по всему миру
Товар под заказ Товар поставляется под заказ
Гарантия 1 год Гарантия 1 год
Документация по ГОСТ Документация по ГОСТ
Описание

Общие сведения

Паровые турбины имеют модульную конструкцию, их проектирование основано на следующих принципах:

— турбины различных типов состоят из отдельных типовых компонентов, надежность и безопасность работы которых подтверждена в эксплуатации. Турбина разделена на блоки, которые компонуются вместе в соответствии с конкретными требованиями Заказчика.

— градация мощности основана на законах подобия.

В конструкции паровых турбин используются активные ступени, а также проверенная временем конструкция с подвижными рабочими колесами и неподвижными диафрагмами с сопловыми лопатками.

Поскольку ступени активного типа могут воспринимать более высокий перепад энтальпий, поэтому для турбин активного типа требуется примерно в два раза меньше ступеней по сравнению с турбинами реактивного типа. За счет меньшего количества ступеней, в турбинах активного типа имеется достаточное пространство между отдельными ступенями, что позволяет использовать пружинные лабиринтные уплотнения с большим количеством гребешков между ступенями и более прочую конструкцию компонентов.

Большая часть перепада давления ступени возникает в сопловых лопатках диафрагмы, меньшая часть — в рабочих лопатках. Поэтому возникающее в роторе и воспринимаемое упорным подшипником осевое усилие является небольшим. Изменения нагрузки турбины не приводят к большим изменениям осевого усилия, что очень важно для надежной работы упорного подшипника.

Применение цельнокованых цельных роторов небольшого диаметра значительно снижает тепловые напряжения, что делает турбины более маневренными, повышает темпы и величину изменения нагрузки. Турбины удовлетворяют требованиям частых остановов с последующим быстрым запуском, больших темпов и диапазонов изменения нагрузки в режиме управления частотой электросети.

Турбины имеют повышенную частоту вращения и используют понижающий редуктор. Значительная часть трубопроводов и КИПиА располагаются на общей с турбиной сварной раме. Все турбины перед отгрузкой с завода тщательно собираются, регулируются и проходят заводские испытания.

Под действием тепловых расширений части статора (корпус, основание) смещаются вперед от фикспункта статора. Фикспункт расположен в задней части выпускного патрубка. Упорный подшипник, расположенный на передней подшипниковой опоре, перемещается вместе с опорой, поэтому ротор турбины перемещается вслед за статором. Благодаря этому осевые зазоры между деталями ротора и статора в процессе эксплуатации изменяются незначительно.

В каждом из 5 основных видов турбин используется множество унифицированных компонентов и узлов, которые подробно описаны ниже.

Описание конструкции

Стопорный и регулирующие клапаны

Несколько регулирующих клапанов, которые подают пар к отдельным сопловым сегментам, обеспечивают высокую эффективность работы турбины при частичных нагрузках.

Всего предусмотрено четыре последовательно открывающихся с помощью тяги регулирующих клапана.

Тяга управляется гидравлическим приводом, который расположен непосредственно на крышке передней подшипниковой опоры. Соединение между гидравлическим приводом и подъемной тягой осуществляется с помощью рычажной передачи. Все соединительные маслопроводы установлены внутри подшипниковой опоры, за счет чего обеспечивается отсутствие открытых маслопроводов высокого давления рядом с горячими частями турбины.

Регулирующие клапаны расположены в клапанной коробке, которая крепится болтами к верхней части переднего цилиндра турбины. Стопорный клапан прикреплен болтами к боковой стенке камеры регулирующих клапанов. Стопорный клапан управляется гидравлическим приводом, включенным в систему защиты турбины. Открытие происходит под действием гидравлического привода с маслом ВД, а закрытие под действием пружины. Подвод пара может быть выполнен сверху или снизу.

Регулирующие клапаны отбора пара

Для регулирования давления в отборах пара используются диффузионные односедельные или двухседельные клапаны. Подъем клапанов управляется тягой, аналогично паровпускным регулирующим клапанам. Диффузионные клапаны используются при давлении в отборе выше 0,6 МПа, при этом клапан отбора пара расположен на специальной диафрагме. Отдельные сопловые коробки, являющиеся частью диафрагмы, соединены с выходными отверстиями клапана отбора пара. Управления соплами в точках давления отбора пара обеспечивает высокую эффективность работы турбины в режимах работы с любым массовым расходом отбираемого пара.

Для турбин с низким давлением в отборе пара, применяется конструкция с поворотными диафрагмами, т.е. путем перемещения поворотных колец с отверстиями достигается изменение площади проходного сечения сопел. Регулирующие диафрагмы подходят при больших расходах пара, когда требуемые размеры двухседельных клапанов слишком велики и не позволяют обеспечить рациональность конструкции.

Сопловые коробки

Сопловые коробки отлиты в виде группы, которая вставляется в верхнюю часть цилиндра турбины. Сопловые сегменты крепятся болтами к сопловым коробкам.

Применение вставных сопловых коробок снижает температуру и давление в цилиндре турбины, что обеспечивает возможность применения шпилек меньшего размера для горизонтального разъема, более равномерно их распределение, что предотвращает тепловые деформации цилиндра турбины.

Передняя подшипниковая опора

В передней подшипниковой опоре размещен опорно-упорный подшипник, устройства контроля и защиты, измерительные приборы, а также интерфейсы электрической клеммной коробки. Передняя подшипниковая опора вместе с цилиндром турбины установлена на общей раме, отцентрована с центральной линией турбины с помощью системы шпонок. Передняя подшипниковая опора можете перемещается по оси на основной раме под действием тепловых расширений цилиндра турбины.

Соединение цилиндра турбины и подшипниковой опорой обеспечивается гибкой двутавровой балкой. Балка обеспечивает свободное расширение корпуса турбины от граничной плоскости вниз, но при этом является жесткой в поперечном и осевом направлениях.

Проточная часть

Проточная часть турбины рассчитывается и проектируется в соответствии с требуемыми пользователю расходом, давлением и температурой пара на входе.

Диаметр корня лопаток обычно составляет 650 мм. Количество ступеней определяется в зависимости от располагаемого теплоперепада турбины.

Рабочие лопатки

Рабочие лопатки регулирующей ступени, которые должны воспринимать более высокие нагрузки из-за парциального подвода пара, имеют фрезерованные цельные бандажи и дополнительно заклепанные закрывающие бандажи. Рабочие лопатки регулирующей ступени имеют прочную конструкцию, крепятся на роторе посредством вилочных хвостовиков.

Лопатки последующих ступеней давления соединяются в пакеты с помощью клепаных бандажей. На бандаже имеются точеные зубчатые выступы, которые вместе с никелевыми вставками в кольцах диафрагмы образуют надбондажные уплотнения. Лопатки последующих ступеней давления крепятся на роторе посредством Т-образных хвостовиков.

Для последних ступеней турбины применяются закрученные рабочие лопатки переменного поперечного сечения, проектирование которых выполнено путем трехмерного анализа потока.

Диафрагмы

Диафрагмы жестко сварены с соплами. Разделены на 2 половины, имеют систему опор и центровки, обеспечивающую сохранение соосности с ротором, точных и небольших зазоров между ступенями.

Ротор турбины

Ротор турбины выточен из монолитной поковки, диски рабочих колес выполнены заодно с роторами. Небольшой диаметр ротора и большие галтели повышают маневренность при запуске и нагружении. В рабочих дисках просверлены балансировочные отверстия, которые служат для пропускания уплотнительного пара из уплотнений между ступенями и исключения его негативного влияния на основной поток пара в проточной части. Уплотнения перед регулирующей ступенью имеют больший диаметр по сравнению с диаметрами уплотнений между другими ступенями, что частично компенсирует осевое усилие.

Критические частоты вращения ротора турбины рассчитаны с учетом влияния упругости масляной пленки подшипников и динамических свойств опор. Первая критическая частота вращения ротора ниже (более чем на 20%) рабочей частоты вращения. Вторая критическая скорость значительно превышает рабочую частоту вращения. Роторы проходят испытания на разгон и динамические балансировочные испытания на заводском балансировочном  туннеле.

Ротор опирается на два подшипника скольжения, передний подшипник — комбинированный опорно-упорный. Ротор турбины соединен упругой муфтой с валом редуктора.

Цилиндр турбины

Цилиндр высокого давления отлит из низколегированной стали. Цилиндр имеет горизонтальный разъем, что обеспечивает высокую ремонтопригодность. Передняя часть цилиндра опирается на подшипниковые опоры лапами, отлитыми заодно с фланцами горизонтального разъема. Это позволяет сохранять соосность с ротором во всех режимах эксплуатации.

Выхлопной корпус

Выхлопная часть корпуса турбины изготовлена из листовой углеродистой стали. Выхлопной патрубок направлен вниз, имеет прямоугольную форму и приварен к подпружиненному конденсатору. В качестве опции может быть предложена восходящая или осевая конфигурация выпуска пара. Выпускная часть корпуса турбины опирается на фундаментную раму с обеих сторон.

Выхлопной корпус оборудован устройством охлаждения путем распыления водой, которое включается в работу при малых нагрузках, когда температура на выхлопе повышается из-за потерь на вентиляцию.

Опора заднего подшипника крепится болтами к задней части корпуса турбины и центрируется с помощью шпонок.

Подшипники

Упорный подшипник является двухсторонним, служит для восприятия двусторонних неуравновешенных осевых усилий. Колодки упорного подшипника могут качаться. Упорный подшипник регулируется в осевом направлении.

Подшипники имеют горизонтальный разъем и крепятся на опорах в сферических посадочных местах. Баббитовые колодки установлены в корпусе подшипника. Опорные подшипники имеют овальную («лимонную») расточку. Вкладыши подшипников являются сменными.

Температура подшипников измеряется термопарами, расположенными непосредственно в нижних баббитовых вкладышах опорных подшипников и в диаметрально противоположных колодках с обеих сторон упорного подшипника.

Подшипники снабжены регулировочными боковыми и нижними клиньями, позволяющими легко и точно регулировать ось ротора турбины относительно оси статора.

Лабиринтные уплотнения

Между ступенями турбины и в местах выхода ротора из цилиндра предусмотрены паровые уплотнения.  Концевые уплотнения состоят из корпусов и лабиринтных колец.

Корпуса уплотнений подвешены в цилиндре и отцентрированы относительно ротора. Принятые конструктивные решения обеспечивают сохранение центровки во всех режимах работы, что позволяет выполнять небольшие радиальные зазоры.

Лабиринтные кольца части высокого давления подпружинены плоскими пружинами. Кольца разделены на шесть сегментов. Сегменты лабиринтных колец выталкиваются в рабочее положение пружинами и паровым давлением. В части высокого давления используется многоступенчатая конструкция с разной высотой уплотнительных гребешков. Уплотнительные гребешки заделаны в ротор турбины. Уплотнительные сегменты с пазами и плоские пружины вставлены в обоймы уплотнений и в диафрагмы. Лабиринтные кольца изготовлены из нержавеющей жаропрочной стали. Для части низкого давления турбины используются уплотнения с одинаковой высотой всех уплотнительных гребешков. Причина использования этого менее эффективного уплотнения заключается в больших относительных перемещениях, меньших перепадах давления и больших удельных объемах проходящего пара. Уплотнительные гребешки части НД зачеканены в канавках ротора и в диафрагмах.

Муфты

Ротор турбины жестко соединен с валом редуктора посредством фланца, выполненного на конце ротора, соединительные фланцы соединены посредством призонных болтов.

Выходной вал редуктора соединен с ротором генератора посредством зубчатой упругой муфты.

Валоповоротное устройство

Валоповоротное устройство (ВПУ) — это механический редуктор с высоким крутящим моментом, приводимый в действие электромотором. Пусковой момент ВПУ достаточно высок, а ротор турбины относительно легкий, поэтому для выполнения поворота ротора не требуется применения гидроподъема ротора. ВПУ включается во время пусков и остановов турбины для предотвращения теплового прогиба ротора. ВПУ расположен на крышке задней подшипниковой опоры.

Шестерня ВПУ входит в зацепление с зубчатой передачей на фланце соединения ротора турбины с редуктором. Включение ВПУ может быть выполнено дистанционно, когда роторы стоят неподвижно. Отключение ВПУ происходит автоматически, когда частота вращения ротора турбины превышает частоту вращения зубчатого колеса.

Также предусмотрена функция ручного поворота валопровода турбогенератора в случае потери электроснабжения СН.

Редуктор

В стандартной комплектации используются надежные редукторы китайского производства, при наличии особых требований возможна комплектация редукторами импортного производства. Редуктор расположен между турбиной и генератором, снижает частоту вращения турбины до частоты вращения генератора.

Применяются двойные косозубые зубчатые колеса. Расчет зубчатых колес выполняется по стандартам AGMA (Американская ассоциация производителей зубчатых колес), DIN 3990. Малая шестерня и вал-шестерня обратного вращения изготовлены из легированной стали 17NiCrMo6.

Главный масляный насос расположен в корпусе редуктора и приводится в действие низкооборотистой вал-шестерней обратного вращения.

Читать далее

Подача и отвод уплотняющего пара турбины

Лабиринтные уплотнения используются для уплотнения ротора в местах выхода из цилиндров и между ступенями. Лабиринтные уплотнения имеют несколько гребешков с разной (часть высокого давления) или (часть НД) одинаковой высотой.

Концевые уплотнения турбины имеют несколько секций. Пар из секции с самым высоким давлением отводится в трубопровод отбора с более низким давлением. Следующая секция переднего уплотнения соединяется с первой секцией ближнего уплотнения и формирует контур парового уплотнения с регулируемым давлением. Пар из крайней секции парового уплотнения отсасывается за счет вакуумной системы

Схема подачи и отвода уплотняющего пара к уплотнениям и штокам клапанов: A — свежий пар

B — контур паровых уплотнений с регулируемым давлением

C — регулирующие клапаны

D — отвод пара

F — подача пара

G — в сальниковый подогреватель

L — утечки пара

P — с напора конденсатных насосов

S — стопорный и регулирующие клапаны

Т —  турбина

V — отсос в паровой конденсатор

Во время пусков или в других режимах, когда пара из передней секции уплотнения не достаточно, подача пара выполняется от коллектора пара собственных нужд (КСН). Избыточное количество уплотнительного пара из передней секции уплотнений, которое не может быть израсходовано задними секциями уплотнений, отводится через предохранительный регулирующий клапан в сальниковый подогреватель. Крайние наружные секции переднего и заднего уплотнений являются секциями выпуска пара. Выпускаемый пар выходит по вентиляционным трубам и направляется в конденсатор турбины. Протечки пара от штоков регулирующих клапанов соединяются с контуром уплотнительного пара с регулируемым давлением. Трубы отвода утечек пара от последующих секций уплотнений штоков клапанов соединяется с атмосферным расширителем или с конденсатором турбины.

Наружные уплотнения турбин с противодавлением также имеют секционную конструкцию с отбором пара из них.

МАСЛЯНАЯ СИСТЕМА

Основным компонентом масляной системы турбины, генератора и редуктора является главный масляный насос. Главный масляный насос приводится в действие низкоскоростным валом редуктора. Главный масляный насос шестеренчатого типа. Он подает масло под давлением для гидравлической системы управления турбиной, а также смазочное масло для всего турбоагрегата. Смазочное масло охлаждается в одном из двух маслоохладителей. Одного охладителя достаточно для охлаждения всего потока смазочного масла, даже если температура охлаждающей воды находится на самом высоком пределе. Другой масляный охладитель находится в резерве.

Весь поток масла от главного маслонасоса проходит через сдвоенный масляный фильтр. Фильтр имеет индикацию загрязнения, при загрязнении одной из половин фильтра, возможно выполнение переключения на другую половину во время работы масляной системы для выполнения очистки загрязненной половины.

Для маслоснабжения во время пусков и остановов турбины применяется масляный насос с приводом от двигателя переменного тока. В случае потери СН электростанции, происходит автоматический запуск аварийного насоса с приводом постоянного тока, который обеспечивает безопасный останов турбоагрегата.

Основной масляный бак имеет независимую рамную конструкцию, в нем расположены все компоненты масляной системы. Масляный бак оснащен фильтрующими сетками на патрубке слива масла для удаления загрязнений из масла. В масляном баке установлены уровнемеры для индикации и подачи предупредительных сигналов при достижении предельных значений уровня масла. Пары масла из бака удаляются эксгаустером с электроприводом или могут вентилироваться естественной тягой.

Маслобак со всеми принадлежностями в сборе расположен рядом с фундаментной рамой турбины.

Управление паровой турбиной

Управление паровой турбиной осуществляется с помощью электронной системы и гидравлических приводов (поз. 8), которые приводятся в действие с помощью электрогидравлических преобразователей (CPC) (поз. 12), управляемых сигналами 4 ~ 20 мА от контроллера WOODWARD 505E. Сигналы о фактическом положении регулирующих клапанов поступают в систему управления от датчиков положения (поз. 24). Два датчика частоты вращения (поз. 21) передают сигнал о фактической частоте вращения в систему управления для обеспечения надлежащих функций управления (третий датчик является резервным). Помимо основной функции управления частотой вращения, система управления также может управлять следующими параметрами:

  • давление на входе;
  • давление на выходе;
  • давление в регулируемых отборах пара;
  • выходная мощность.

Система безопасности

Электронная система защиты реализована с помощью ПЛК. Она также выполняет другие функции управления паровой турбиной (управление смазочным маслом, управление ВПУ, регулирование уплотняющего пара и т.д.). В соответствии с настроенными значениями сигнала безопасности, ПЛК отправляет команды на отключение паровой турбины, размыкает реле отключения (поз. 11) и электромагнитный клапан (поз. 16). Все сигналы безопасности отключения паровой турбины, включая разгон, передаются на электромагнитные клапаны. Любой из обоих электромагнитных клапанов может выполнить отключение турбины. Главная противоразгонная система представляет собой независимое электронное устройство с тремя отдельными каналами (поз. 17).

Блокировки

Масло управления и смазки подается из общей системы маслоснабжения. В период пусков и остановов турбины используется масляный насос переменного тока (поз. 2). Снабжение маслом при нормальной работе обеспечивается главным масляным насосом (поз. 1), установленным в редукторе. Во время работы турбины, работа масляного насоса переменного тока сблокирована с давлением смазочного масла, при падении давления смазочного масла до настроенной уставки, автоматически запускается насос.

Стопорный клапан

Стопорный клапан (поз. 5) — это двухпозиционный клапан (откр/закр), приводимый в действие односторонним приводом (поз. 6). При падении давления масла, под действием пружины происходит моментальное закрытие стопорного клапана. Расхаживание стопорного клапана осуществляется с помощью соленоидного клапана и ПЛК.

Регулирующие клапаны

Регулирующие клапаны (поз. 7) открываются гидроприводом одностороннего действия (поз. 8) через подъемную штангу и закрываются усилием пружины. Привод управляется электрогидравлическим преобразователем  (CPC) (поз. 12) путем изменения давления управляющего масла, за счет этого достигается управление положением клапанов. При необходимости быстрого закрытия регулирующих клапанов используется электронный ускоритель, который позволяет быстро сбросить давление управляющего масла. В аварийной ситуации срабатывает электромагнитный клапан  (поз. 24), который сбрасывает давление управляющего масла.

Регулирующие клапаны отборов пара

Регулирующие клапаны отборов пара (поз.  8) открываются гидроприводом одностороннего действия (поз.  12) посредством подъемной штанги и закрываются усилием пружины. Привод управляется электрогидравлическим преобразователем (CPC) (поз. 12) путем изменения давления управляющего масла, за счет этого достигается управление положением клапанов.

Система управления паровой турбиной

Паровая турбина управляется с помощью цифровой электрогидравлической системы управления (англ. DEH) на базе современного китайского оборудования, обеспечен высокий уровень импортозамещения. Для гидравлических сервомеханизмов также может использоваться масляная система высокого давления с огнестойким маслом.

Электрическая регулирующая часть электрогидравлической системы управления может регулировать частоту вращения турбины, мощность генератора и давление отборов паровой турбины. Основный принцип работы: от многочисленных датчиков сигналы о частоте вращения турбины, электрической мощности и давлении отборов пара передаются на электронный регулятор. Регулятор вычисляет и сравнивает эти сигналы с заданием и отправляет электрические сигналы для управления степенью открытия регулирующих клапанов подачи пара и регулирующих клапанов отборов пара в соответствующие электрогидравлические преобразователи (CPC). Электрогидравлические преобразователи (CPC) преобразуют эти электрические сигналы в управляющие сигналы давления масла для управления степенью открытия регулирующих клапанов подачи пара, регулирующих клапанов отборов пара и поворотной диафрагмы соответственно с помощью трех гидравлических серводвигателей, таким образом достигается управление частотой вращения, электрической мощностью и давлением в отборах пара. Система управления соответствует требованиям стандарта NEMA к классу D.

Электронный регулятор способен управлять турбиной на протяжении всего процесса эксплуатации – от разгона до приема электрических и / или тепловых нагрузок. Его основные функции:

  1. Статические испытания перед запуском;
  2. Управление запуском: пуск в соответствии с пусковым графиком путем регулирования регулирующих клапанов при полном открытии стопорного клапана;
  3.  Регулирование скорости: обороты холостого хода, номинальная частота вращения и темп изменения частоты могут быть установлены в соответствии с графиками для управления разворотом турбины. Во время разворота турбины, предусмотрена функция ручного управления оператором
  4. Испытание на разгон;
  5. Синхронизация: предусмотрены интерфейсы для подключения к автоматическому синхронизатору.
  6. Управление нагрузкой: автоматическое взятие начальной нагрузки и ограничение нагрузки:
  7. Автоматическое регулирование нагрузки (работа с электрической сетью);
  8. Управление частотой: DEH имеет функцию управления частотой и может автоматически регулировать открытие регулирующих клапанов, когда частота переходит в зону нечувствительности;
  9. Управление отборами пара: DEH способна управлять двумя отборами пара. Когда генератор включен в сеть и нагружен, DEH может, в условиях допустимой мощности котла, регулировать давление отбора пара, управляя гидравлическим серводвигателем по командам операторов;
  10. Ограничение и защита от разгона: защита от разгона до частоты 103% от номинальной; Когда частота вращения достигает 103% от номинальной частоты вращения, DEH быстро закрывает регулирующие клапаны, чтобы предотвратить чрезмерное увеличение частоты вращения; Когда частота вращения достигает 110% от номинальной частоты вращения, DEH посылает сигнал останова, чтобы немедленно закрыть главный стопорный клапан подачи пара в турбину.
  11. Управление сбросом нагрузки: при резком сбросе нагрузки турбоагрегата, DEH быстро закрывает регулирующие клапаны и клапаны отбора пара, эффективно предотвращает разгон турбины. После разгружения, постепенно открывает клапаны отборов пара и регулирующие клапаны, чтобы отрегулировать турбоагрегат на номинальную частоту вращения для подготовки к повторному подключению к сети;
  12. Управление остановом;
  13. Подключение к системам управления сторонних производителей: регулятор может быть подключен к системе управления верхнего уровня или распределённой системе управления (РСУ англ. DCS) с помощью коммуникационного порта или проводов для целей дистанционного управления и мониторинга.
  14. Функция конфигурации параметров и пределов срабатывания технологических защит.

Оставьте заявку на БЕСПЛАТНУЮ консультацию!

Мы свяжемся с Вами и поможем подобрать оборудование под Ваши задачи

    Вы:
    Тема
    Нажимая на кнопку "Отправить", я соглашаюсь на обработку
    персональных данных в соответствии с Политикой конфиденциальности
    captcha
    Политика конфиденциальности