МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Белорусский национальный технический университет Кафедра «Тепловые электрические станции» ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Лабораторный практикум Ч а с т ь 1 Минск БНТУ 2012 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Белорусский национальный технический университет Кафедра «Тепловые электрические станции» ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Лабораторный практикум для студентов специальности 1-43 01 04 «Тепловые электрические станции» В 2 частях Ч а с т ь 1 Минск БНТУ 2012 УДК 621.311.22.035.9 (076.5) ББК 31.363я7 Т38 С о с т а в и т е л ь С. А. Качан Р е ц е н з е н т ы : Ю. В. Макоско, Н. Г. Хутская Технология монтажа и ремонта оборудования тепловых элект- рических станций : лабораторный практикум для студентов специ- альности 1-43 01 04 «Тепловые электрические станции» : в 2 ч. / сост. :С. А. Качан. – Минск : БНТУ, 2012.– . – ч. 1. – 2012. – 80 с. ISBN 978-985-525-981-8 (Ч.1). Лабораторный практикум соответствует программе изучаемой в вузе дисциплины «Технология монтажа и ремонта оборудования ТЭС». Лабораторные работы проводятся в учебных лабораториях БНТУ, а также на действующей ТЭС и в цехах ремонтного предприятия. Часть 1 лабораторного практикума посвящена изучению особенностей тепловой схемы и технических характеристик основного и вспомогательного оборудования ТЭС, а также технологии производства сварочных работ при монтаже и ремонте энергетического оборудования. УДК 621.311.22.035.9 (076.5) ББК 31.363я7 ISBN 978-985-525-981-8 (Ч.1) © Белорусский национальный ISBN 978-985-525-982-5 технический университет, 2012 Т38 3 С О Д Е Р Ж А Н И Е Стр. Список сокращений. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Организация и требования техники безопасности при проведении лабораторных работ на действующей ТЭС и в цехах ремонтного предприятия. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 1 Принципиальная тепловая схема ТЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2 Конструктивные особенно- сти паровых котлов (парогенераторов) ТЭС и их вспомога- тельного оборудования. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 3 Конструктивные особенно- сти паротурбинных установок ТЭС и их вспомогательного оборудования. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4 Организация сварочных работ на ТЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Литература. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Приложения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . П1. Принципиальная тепловая схема ТЭС. . . . . . . . . . . . . . . . . П2. Конструктивные особенности основных узлов парогене- ратора. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . П3. Конструктивные особенности основных узлов паротур- бинной установки. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 5 6 7 11 16 23 29 31 31 35 54 4 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ВРЧ – верхняя радиационная часть ВЭК – водяной экономайзер КПП – конвективный пароперегреватель ЛМЗ – Ленинградский металлический завод НРЧ – нижняя радиационная часть ПВД – подогреватель высокого давления ПНД – подогреватель низкого давления ПТУ – паротурбинная установка РВП – регенеративный воздухоподогреватель РВД – ротор высокого давления РНД – ротор низкого давления РСД – ротор среднего давления СКД – сверхкритическое давление СРЧ – средняя радиационная часть ТВП – трубчатый воздухоподогреватель ТМЗ (УТЗ) – Уральский турбомоторный завод ЦВД – цилиндр высокого давления ЦНД – цилиндр низкого давления ЦСД – цилиндр среднего давления ЧВД - часть высокого давления ЧНД - часть низкого давления ЧСД - часть среднего давления ШПП – ширмовый пароперегреватель 5 ВВЕДЕНИЕ В настоящем практикуме содержатся методические указания и инструкции по выполнению лабораторных работ по курсу «Техно- логия монтажа и ремонта оборудования ТЭС» для студентов специ- альности 1-43 01 04 – «Тепловые электрические станции» в учеб- ных лабораториях кафедры, на действующей ТЭС и в цехах ре- монтного предприятия и. Выполнение лабораторных работ на ТЭС и в цехах ремонтного предприятия имеет своей целью не только закрепление теоретиче- ских знаний по соответствующим разделам курса «Технология мон- тажа и ремонта оборудования ТЭС», но и дает возможность студен- там составить целостное представление об особенностях тепловой схемы, компоновки главного корпуса и генерального плана ТЭС, конструкции и условиях работы современных котельных и паро- турбинных установок ТЭС, повреждениях и способах восстановле- ния основных их элементов, а также технологии производства сва- рочных работ при монтаже и ремонте оборудования ТЭС. Проведение лабораторных работ в условиях действующего предприятия требует особенно четкой их организации. В частности, необходимо уделить должное внимание соблюдению техники без- опасности и внутреннего распорядка предприятия. Необходима также предварительная подготовка студентов с ис- пользованием рекомендуемой литературы с целью изучения основ- ных особенностей тепловой схемы ТЭС их принципов ее работы; основных конструктивных особенностей, технических характери- стик основного и вспомогательного оборудования ТЭС. Этой задаче посвящаются занятия, проводимые в учебных лабо- раториях кафедры, методические указания и инструкции по выпол- нению которых приведены в 1-й части настоящего лабораторного практикума. По результатам занятий студенты должны подготовить краткие отчеты, требования по оформлению которых приведены ниже. Методические указания и инструкции по выполнению лабора- торных работ, выполняемые на оборудовании (лабораторных уста- новках) непосредственно в учебных лабораториях кафедры приве- дены во 2-й части настоящего лабораторного практикума. 6 ОРГАНИЗАЦИЯ И ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ НА ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ТЭС И В ЦЕХАХ РЕМОНТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Работы на действующей ТЭС (в цехах ремонтного предприятия) проводятся под руководством работников ТЭС (ремонтного пред- приятия) с участием ответственного преподавателя кафедры. Лабораторные работы на ТЭС (ремонтном предприятии) прово- дятся по расписанию кафедры в дни, удобные для данной учебной группы (подгруппы) и согласованные с руководством ТЭС (ре- монтного предприятия). Предварительно оформляется разрешение на выполнение работ с приложением полного списка студентов. Допуск студентов к выполнению лабораторных работ произво- дится с соблюдением общих требований техники безопасности и внутреннего распорядка на ТЭС (ремонтном предприятии). Вначале старшим инженером ТЭС (ремонтного предприятия) по технике безопасности проводится вводный инструктаж, затем руководите- лем работ - инструктаж на рабочем месте. При инструктаже студен- тов присутствует ответственный преподаватель кафедры, который контролирует полноту проведения инструктажа и правильность за- писи его в соответствующих журналах, а также при необходимости акцентирует внимание студентов на отдельных требованиях внут- реннего распорядка ТЭС (ремонтного предприятия) и общих вопро- сах организации и дисциплины при выполнении лабораторных ра- бот. Перед допуском студентов в котлотурбинный цех ТЭС необхо- димо проверить, чтобы их одежда была удобной для работы, ис- ключалась возможность захвата частей ее вращающимися деталями, а волосы были аккуратно убраны под защитные каски. 7 Лабораторная работа № 1 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС Цель работы Изучение принципиальной тепловой схемы ТЭС Общие сведения. Тепловые электрические станции (ТЭС) работают за счет хими- ческой энергии сжигаемого органического топлива. ТЭС, произво- дящие в основном электроэнергию, называются конденсационными (КЭС). Электростанции, которые, кроме электроэнергии, в большом количестве отпускают теплоту в виде пара или горячей воды для нужд промышленного производства, отопления зданий и т.д., назы- ваются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). На паротурбинных ТЭС реализуется термодинамический цикл Ренкина, где тепловым двигателем является паровая турбина [1, 5]. В парогенератор (паровой котел) подается питательная вода с параметрами pп.в и hп.в (рис. 1.1,а). Здесь за счет подвода теплоты q1 происходит нагрев и испарение воды, перегрев пара, который с па- раметрами p0, t0, h0 поступает в турбину. Расширяясь, пар совершает работу lт и с параметрами pк, tк, hк направляется в конденсатор, где отдает теплоту конденсации q2 охлаждающей воде. Конденсат с эн- тальпией h′к питательным насосом, потребляющим энергию lн, по- дается в парогенератор. В идеальном цикле Ренкина (рис. 1.1,б) процессы расширения пара ok в турбине и сжатия в насосе aa′ происходят изоэнтропийно, без потерь; процесс a′bco изображает изобарный подвод теплоты в котле (нагрев воды a′b, превращение воды в пар bc и перегрев пара co), а процесс ka — конденсацию пара в конденсаторе. На рис. 1.2 показаны схема и цикл Ренкина для паротурбинных установок (ПТУ) с промежуточным перегревом пара и сверхкрити- ческим начальным давлением (СКД): ad – подвод теплоты в котле; de1 – расширение пара в ЧВД турбины; e1f – промежуточный пере- грев пара в котле; fg – расширение пара в ЧНД турбины; ga′ – кон- денсация пара в конденсаторе; a′a – сжатие воды в насосе. 8 Цикл Ренкина имеет сравнительно низкую экономичность, по- скольку теплота конденсации рассеивается в окружающей среде. В современных ПТУ используется регенеративный подогрев пита- тельной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней тур- бины (рис. 1.3): теплота конденсации этого пара передается пита- тельной воде, а не безвозвратно теряется. а) б) Рис. 1.1. Тепловая схема простейшей ПТУ на докритические параметры и идеаль- ный цикл Ренкина для ТЭС с однократным перегревом пара а) б) Рис. 1.2. Тепловая схема и цикл Ренкина для турбоустановок с промежуточным пе- регревом пара и сверхкритическим начальным давлением: 1 – питательный насос; 2 – котел; 3 – первичный пароперегреватель; 4 – часть высо- кого давления (ЧВД) турбины; 5 – промежуточный пароперегреватель; 6 – часть низкого давления (ЧНД) турбины; 7 - конденсатор 9 Использовать охлаждающую воду, нагретую в конденсаторе не- возможно из-за ее низкой температуры (~30оС). Если для конденса- ции отработавшего в турбине пара использовать воду с большей температурой (~70 °С), то после нагрева (до ~100 °С) ее можно ис- пользовать для отопления зданий или горячего водоснабжения (рис. 1.4). При этом мощность турбины несколько снизится, но использо- вание теплоты топлива станет более полным за счет дополнитель- ного полезного отпуска тепловой энергии потребителю. Рис. 1.3. ПТУ с регенеративным подо- гревом питательной воды: 1, 3 – кон- денсатный и питательный насосы; 2, 4 – подогреватели низкого (ПНД) и высо- кого (ПВД) давления Рис. 1.4. Упрощенная схема ПТУ с про- тиводавленческой турбиной и тепло- фикационной установкой: ПСВ – подо- греватель сетевой воды для потребителя В Приложении 1 приведена технологическая схема (рис. П1) и рассмотрен процесс производства электроэнергии и теплоты на па- ротурбинном блоке 250 МВт сверхкритического давления ТЭЦ, ра- ботающей на природном газе и мазуте [5]. Такие энергетические блоки (энергоблоки), в которых котел вырабатывает пар для опре- деленной турбины, работают на второй очереди Минской ТЭЦ-4, крупнейшей ТЭЦ Беларуси. Часто компоновку энергетических установок на ТЭЦ, исходя из требований надежности снабжения потребителей теплоты, выпол- няют по неблочной компоновке (с параллельными связями). При этом несколько котлов работают на один или несколько общих па- 10 ропроводов (коллекторов пара), из которых питаются несколько турбин. Так выполнена первая очередь Минской ТЭЦ-4. Оформление отчета Оформление отчета производится в соответствии с индивиду- альным заданием, выдаваемым преподавателем. Отчет должен содержать следующие пункты. 1. Цикл Ренкина в Ts-диаграмме, построенный с учетом нали- чия или отсутствия промежуточного перегрева пара, величины начального давления пара (докритическое или сверхкритического). 2. Принципиальная тепловая схема, на которой: - подписать все основные элементы [при их наличии]: - цилиндры паровой турбины (ЦВД, ЦСД, ЦНД), - генератор (Г), - конденсатор (Кр), - стопорные (СК) и регулирующие (РК) клапана, - насосы: конденсатный (КН), питательный (ПЭН или ПТН), бустерный (БН), циркуляционные (ЦН), дренажные (ДН), - подогреватели системы регенерации - низкого (ПНД) и вы- сокого (ПВД) давления, - сетевые подогреватели (СП), - деаэратор (Д) питательной воды, - промежуточный пароперегреватель (ПП) - указать разными цветами трубопроводы [при их наличии]: – свежего пара и пара горячего промперегрева от котла к па- ровой турбине (красным); – отработавшего пара из отборов паровой турбины на подо- греватели системы регенерации (ПВД и ПНД), деаэратор, турбо- привод питательного насоса, на производство, на сетевые подогре- ватели и конденсатор (оранжевым); – конденсата (питательной воды), подогреваемого в системе регенерации (зеленым) – сетевой воды (синим). - подписать значения давления и температуры в основных точках схемы; – свежего пара и пара после промперегрева; – пара, отбираемого из турбины на производство и теплофи- кацию; 11 – в конденсаторе; – в деаэраторе питательной воды; – питательной воды на входе в котел. Контрольные вопросы 1. Отличия тепловой схемы КЭС и ТЭЦ. 2. Особенности тепловой схемы ПТУ при наличии промежуточ- ного перегрева пара. 3. Назначение основных элементов тепловой схемы ТЭС. Лабораторная работа № 2 КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ (ПАРОГЕНЕРАТОРОВ) ТЭС И ИХ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ Цель работы: Изучение конструктивных особенностей современных паровых котлов (парогенераторов) ТЭС и их вспомогательного оборудова- ния Общие сведения. Паровой котел – это основной агрегат ТЭС [6 – 8]. Поверхностями нагрева называются части парогенератора, в ко- торых обогреваемая среда (вода, пар, воздух) получает теплоту от продуктов сгорания. Наиболее распространенной является П-образная компоновка поверхностей нагрева, когда топочная камера (топка), оснащенная горелочными устройствами и являющаяся восходящим газоходом, соединяется горизонтальным газоходом с нисходящим газоходом конвективной шахты (рис. 2.1, а – в). По стадиям процесса генерации пара различают поверхности нагрева: водоподогревательные (водяной экономайзер), испари- тельные (парогенерирующие – топочные экраны) и пароперегрева- тельные (ширмовый, конвективный и пр.). По преобладающему способу передачи теплоты выделяют ради- ационные (тепло в основном передается излучением) и конвектив- ные (тепло в основном передается конвекцией) поверхности нагре- 12 ва. Радиационные поверхности нагрева расположены по стенам то- почной камеры (в зоне наиболее высоких температур газов), обра- зуя экраны, а конвективные – внутри газоходов (для повышения интенсивности теплообмена). Различают парогенераторы барабанного (рис. 2.2,а) и прямоточ- ного типов (рис. 2.2, б, а также рис. П1). Рис. 2.1. Компоновки котлов: а – П-образная с ТВП; б – П-образная с РВП; в – со- мкнутая П-образная; г – N-образная; д – Т-образная; Г – горелочные устройства; ВЭК – водяной экономайзер; ШПП, КПП – ширмовый, конвективный паропере- греватели; ТВП, РВП – трубчатый (рекуперативный) и регенеративный (вращаю- щийся) воздухоподогреватели ШПП ШПП ШПП КПП КПП КПП РВП РВП РВП РВП ТВП ТВП ВЭК ВЭК ВЭК ВЭК КПП РВП ВЭК Г Г Г КПП ВЭК 13 В котлах прямоточного типа рабочее тело по всем поверхностям нагрева проходит однократно. В барабанных котлах есть замкнутый контур циркуляции, включающий барабан и испарительные по- верхности нагрева (экраны топочной камеры). В Приложении 2 более подробно рассмотрены конструктивные особенности и условия работы основных узлов парогенератора. а) Рис. 2.2. Схемы котлов барабанного (а) и прямоточного котла Рамзина на докрити- ческие параметры пара (б): Б – барабан; Т – топочная камера; НРЧ, ВРЧ – нижняя и верхняя радиационные части топочной камеры; Г – горелочные устройства; ПЗ – переходная зона; ШП, КП – ширмовый и конвективный пароперегреватели; ЭК – экономайзер; ВП – воздухоподогреватель; В – впрыскивающий пароохладитель Оформление отчета Оформление отчета производится в соответствии с индивиду- альным заданием, выдаваемым преподавателем. Отчет должен содержать следующие пункты. 1. Техническое описание парогенератора (табл. 2.1). 2. Принципиальный чертеж парогенератора (продольный и поперечный разрезы), на которых подписать основные элементы и указать (разными цветами) поверхности нагрева, где нагреваемой средой являются: вода (зеленым), насыщенный пар и пароводяная смесь (оранжевым), перегретый пар (красным), воздух (голубым). Б ВП ЭК ВП ПЗ б) ВРЧ НРЧ Г КП ПЗ ВП ЭК ВП 14 Табл. 2.1 Наименование характеристики парогенератора Опи- сание 1 2 Заводская маркировка и маркировка по ГОСТ с ее расшиф- ровкой: - тип парогенератора: барабанный (с естественной или принудительной циркуляцией) или прямоточный; - наличие или отсутствие промежуточного перегрева пара; - основные расчетные параметры работы парогенератора (расход и параметры генерируемого пара); - вид используемого топлива Особенности компоновки: - П- , Т-, N-образная пр.; - одно- или двухкорпусное исполнение; - габаритные размеры Конструктивные особенности барабана и внутрибарабан- ных устройств; особенности организации ступенчатого ис- парения (чистый и соленый отсеки) Конструктивные особенности топочных экранов (гладко- трубное или газоплотное исполнение; применение навивки Рамзина, одноходовых или многоходовых панелей) Конструктивные особенности ступеней пароперегревателя (в общем случае настенного, потолочного, ширмового, конвективного высокого и низкого давления) Конструктивные особенности воздухоподогревателя (труб- чатого рекуперативного или вращающихся регенератив- ных) Тип, количество и расположение горелочных устройств Тип (осевой, центробежный и пр.) и количество применяе- мых тягодутьевых механизмов (в общем случае вентилято- ров дымососов, дымососов рециркуляции) Способ работы газовоздушного тракта (под наддувом или с уравновешенной тягой) Способы регулирования температуры перегретого пара (впрыски, рециркуляция газов, поверхностные теплооб- менники и др.) 15 Продолжение табл. 2.1 1 2 Способы очистки поверхностей нагрева (обдувочные и об- мывочные аппараты, дробеочистка, импульсная очистка и пр.) Особенности каркаса Особенности обмуровки (натрубная или щитовая накар- касная) 3. Характеристика поверхностей теплообмена (табл. 2.2). Табл. 2.2 Наименова- ние поверх- ности тепло- обмена* Процесс, про- исходящий с нагреваемой средой** Преобладаю- щий способ передачи теп- лоты*** Применяе- мый материал**** * указать последовательно, в порядке прохождения рабочего тела паросилового цикла по пароводяному тракту котла (включая все ступени пароперегревателя, в том числе промежуточного), а затем воздуха в воздухоподогревателе ** подогрев воды, парообразование, перегрев пара: первичный, вторичный (проме- жуточный), подогрев воздуха *** радиационный (тепло в основном передается излучением), конвективный (тепло в основном передается конвекцией) или смешанный **** указать марку стали (выделить разными цветами: углеродистую сталь – зеле- ным, низколегированную – оранжевым, высоколегированную – красным; нержа- веющую сталь - синим). Контрольные вопросы 1. Конструктивные особенности барабанных и прямоточных па- рогенераторов. 2. Особенности компоновки поверхностей нагрева котла. 3. Вспомогательное оборудование котельной установки. 16 Лабораторная работа № 3 КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК ТЭС И ИХ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ Цель работы Изучение конструктивных особенностей современных турбо- агрегатов и их вспомогательного оборудования Общие сведения Паротурбинная установка – это тепловой двигатель, превраща- ющий потенциальную энергию пара в механическую энергию вра- щающегося ротора, которая затем либо затрачивается на привод механизмов (насосов и пр.), либо в электрогенераторе трансформи- руется в электроэнергию [3 – 6]. На рис. 3.1 условно показан разрез проточной части многосту- пенчатой турбины активного типа (рис. 3.1,а) и изменение парамет- ров пара по ее ступеням (рис. 3.1,б). Ступенью турбины называют совокупность ряда неподвижных лопаток, закрепленных в сопловой коробке или диафрагме, и ряда рабочих лопаток, закрепленных на следующем по ходу пара диске вала турбины. В каналах, образованных сопловыми лопатками, по- ток пара ускоряется и затем его кинетическая энергия превращается в энергию вращения дисков вала. Совокупность всех неподвижных частей турбины называют ста- тором, а вращающихся — ротором. Роторы последовательно распо- ложенных цилиндров и генератора соединяются между собой в ва- лопровод турбоагрегата. На рис. 3.2. приведен продольный разрез одноцилиндровой кон- денсационной турбины [6]. В этой турбине применен комбинированный ротор 1: первые 19 дисков, работающих в зоне высоких температур, откованы как одно целое с валом турбины, последние три диска 16 — насадные. Свежий пар подводится по перепускным трубам 21 от стопорных к четырем регулирующим клапанам 5, регулирующих подачу пара в турбину. Далее пар через сопловые каналы сопловой коробки 6 по- 17 падает на рабочее колесо первой ступени давления (регулирующую ступень), затем последовательно проходит по всем ступеням и ухо- дит из цилиндра через выхлопной патрубок 15. Концевые уплотне- ния 20 не допускают пропуска пара из цилиндра в машинный зал. Рис. 3.1. Турбина активного типа (а) и изменение давлений р, крутящих моментов М и скоростей пара С по ее ступеням (б): 1 – диски с рабочими лопатками; 2 – диа- фрагмы с направляющими лопатками; I – IV – ступени турбины По мере понижения давления пара при прохождении от первой к последней ступени удельный объем его сильно растет, что требует увеличения проходных сечений сопловых и рабочих решеток и со- ответственно высоты лопаток 17 и среднего диаметра ступеней. Со стороны выхода пара ротор турбины соединен полугибкой муфтой 14 с ротором генератора. К переднему торцу ротора прикреплен вал, на котором установ- лены бойки двух предохранительных выключателей 22 (датчики автомата безопасности), воздействующие на стопорный и регули- рующие клапаны, с целью прекращения доступа пара в турбину при повышении частоты вращения ротора на 10% по сравнению с рас- четной. 18 Рис. 3.2. Продольный разрез турбины: 1 – ротор турбины; 2 – корпус турбины; клапан; 6 – сопловая коробка; 7 – кулачковый вал; 8 – сервомотор; 9 – главный переднего подшипника; 13 – валоповоротное устройство; 14 – соединительная лопатки; 18 – диафрагмы; 19 – обоймы диафрагм; 20 – обоймы переднего клапану); 22 – датчики автомата безопасности; 23 – фундаментная плита; 19 3 – опорно-упорный подшипник; 4 – опорный подшипник; 5 – регулирующий масляный насос; 10 – регулятор скорости; 11 – следящий золотник; 12 – картер муфта; 15 – выходной патрубок турбины; 16 – насадные диски; 17 – рабочие концевого уплотнения; 21 – перепускная труба (от стопорного к регулирующему 24 – патрубки отборов пара на регенерацию 20 Главный масляный насос 9 предназначен для подачи масла в си- стему смазки подшипников 3 и 4 турбины и генератора (при давле- нии 0,15 МПа) и в систему регулирования (при давлении 2 МПа), обеспечивающую автоматическое поддержание заданной частоты вращения ротора турбины. Датчиком частоты вращения является регулятор скорости 10, установленный на конце вала насоса. Импульс от регулятора скоро- сти 10 золотниками 11 передается сервомотору 8, который зубчатой рейкой поворачивает распределительный кулачковый валик 7, вследствие чего перемещаются штоки регулирующих клапанов 5. Статор турбины состоит из корпуса 2, в который вварены сопловые коробки 6, соединенные с клапанными коробками, установлены обоймы 20 концевых уплотнений, обоймы 19 диафрагм и сами диа- фрагмы 18 с уплотнениями. Корпус этой турбины кроме обычного горизонтального разъема имеет два вертикальных разъема, разде- ляющих его на литые переднюю и среднюю части и сварной выход- ной патрубок. К неподвижным частям турбины относятся также корпуса 12 (картеры) подшипников. В переднем картере располо- жен опорно-упорный подшипник 3, в заднем — опорные подшип- ники 4. Передний картер 12 установлен на фундаментной плите 23 и при тепловом расширении корпуса перемещается по ней. Задний картер выполнен заодно с выходным патрубком 15 турбины и при тепловых расширениях остается неподвижным (на пересечении по- перечной и продольной шпонок находится фикспункт турбины). Передняя часть корпуса 2 опирается на передний картер 12 специ- альными лапами, предусмотренными на фланце горизонтального разъема корпуса 2. В заднем картере расположено валоповоротное устройство 13, предназначенное для медленного вращения ротора при пуске и по- сле останова турбины для предотвращение его теплового искривле- ния вследствие неравномерного прогрева (охлаждения). В корпусе турбины предусмотрено несколько патрубков 24 нерегулируемых отборов, через которые пар отбирается из промежуточных ступеней на подогрев питательной воды в ПНД и ПВД. В Приложении 3 более подробно рассмотрены конструктивные особенности и условия работы основных узлов паровой турбины и ее вспомогательного оборудования. 21 Оформление отчета Оформление отчета производится в соответствии с индивиду- альным заданием, выдаваемым преподавателем. Отчет должен содержать: 1. Техническое описание турбоустановки (табл. 3.1). Табл. 3.1 Наименование характеристики турбоустановки Опи- сание 1 2 Маркировка турбины с ее расшифровкой: - тип турбины (конденсационная или теплофикационная: с производственным, отопительным отборами или проти- водавлением); - мощность турбины и параметры пара Особенности тепловой схемы (наличие или отсутствие промперегрева; ступенчатого подогрева сетевой воды) Количество цилиндров и принцип деления турбины на ча- сти (в общем случае высокого (ЧВД), среднего (ЧСД) и низкого (ЧНД) давления) Особенности системы парораспределения (для теплофика- ционных турбин указать, исполнительные органы ЧСД и ЧНД: клапана или поворотные диафрагмы) Особенности корпусов цилиндров (обойменная или безо- бойменная конструкция; наличие внутреннего корпуса ЦВД и пр.) Особенности конструкции роторов (высокого (РВД), сред- него (РСД) и низкого (РНД) давления: цельнокованые, с насадными дисками, комбинированные, сварные) 22 Продолжение табл. 3.1 1 2 Особенности проточной части турбины (количество ступе- ней по цилиндрам, в том числе нерегулируемых; тип регу- лирующей ступени ЧВД: одно- или двухвенечная; наличие регулирующей ступени в ЧСД; способы крепления лопаток на дисках по ступеням (Т-отбразный, вильчатый хвостовик и др.), тип бандажа по ступеням (ленточный, проволочный) и пр.) Тип муфт, соединяющих ротора турбины и генератора в валопровод (откованные заодно с валом или насадные; жесткие, полужесткие или упругие) Количество и тип подшипников (опорные, комбинирован- ные опорно-упорные) Характеристики системы регенерации турбины (количе- ство нерегулируемых отборов пара на ПВД, ПНД и деаэра- тор из цилиндров, наличие смешивающих ПНД и пр.) Конструктивные особенности вспомогательного оборудо- вания (конденсатора; теплообменников системы регенера- ции ПВД и ПНД (последние могут быть как поверхност- ными, так и смешивающими) и сетевых подогревателей (вертикальные или горизонтальные); насосов и пр.) 2. Продольный разрез турбоагрегата, на котором подписать: - исполнительные органы системы регулирования (регулирую- щие клапана, поворотные диафрагмы); - регулирующую(-ие) ступень(-ни) с указанием типа (одно- или двухвенечная); - подшипники с указанием типа (опорные и опорно-упорные); - полумуфты с указанием типа (жесткая, полужесткая, гибкая); - указать уплотнения (концевые, диафрагменные, надбандаж- ные); - валоповоротное устройство (ВПУ), разгрузочный поршень (думмис); - не регулируемые отборы в систему регенерации (на ПНД и ПВД); 23 - регулируемые отборы на производство и теплофикацию (на се- тевые подогреватели); - выхлоп(ы) в конденсатор или противодавление. Также на чертеже контрастным цветом указать движение пара по проточной части (с учетом возможного петлевого движения пара, промперегрева, отборов из проточной части и пр.). Контрольные вопросы 1. Конструктивные особенности ротора и статора паровых тур- бин. 2. Конструктивные особенности паровых турбин различного ти- па: К, Т, ПТ, ПР и пр. 3. Вспомогательное оборудование паротурбинной установки. Лабораторная работа № 4 ОРГАНИЗАЦИЯ СВАРОЧНЫХ РАБОТ НА ТЭС Цель работы Изучение технологии подготовки и проведения сварочных работ при ремонте и монтаже оборудования ТЭС. Общие сведения Работы по сварке оборудования ТЭС выполняются в сложных условиях на значительной высоте, в труднодоступных местах, с расположением сварных швов в любых пространственных положе- ниях. При выполнении ремонтных работ на ТЭС наиболее распро- странена ручная дуговая сварка плавлением, при которой нагрев осуществляется электрической дугой, горящей между электродом и свариваемым металлом. Инертные газы (аргон, гелий и их смеси) за счет защиты дуги и расплавленного металла от газов окружающего воздуха обеспечивают более высокое качество сварного шва. Для сварки стыков труб из теплоустойчивых и высоколегиро- ванных аустенитных сталей может применяться [17 – 19]: - ручная дуговая сварка покрытыми электродами (рис. 4.1); - ручная аргонодуговая сварка (рис. 4.2); 24 - комбинированная сварка: корень шва выполняется аргонодуго- вой сваркой, заполняющие и облицовочный слои - ручной дуговой сваркой покрытыми электродами. Рис. 4.1. Схема ручной дуговой сварки покрытым электродом (прямая полярность): 1 - основ- ной металл; 2 - ванна; 3 - элек- трическая дуга; 4 -газовая защи- та; 5 - наплавленный металл; 6 - шлаковая корка; 7 - жидкий шлак; 8 - электродное покрытие; 9 - металлический стержень электрода; 10 - электрододержа- тель, 11 - капля расплавленного электродного металла Рис. 4.2. Дуговая сварка неплавящимся электродом в среде инертных газов (аргона): 1 - электрическая дуга; 2 - присадочный пруток; 3 - сварочный шов; 4 - сопло горелки; 5 - тугоплавкий электрод; 6 - защитный газ (аргон); 7 – основной металл; 8 - сварочная ванна Сварка на постоянном токе обратной полярности (рис. 4.1) при- меняется для тонкостенных заготовок и высоколегированных ста- лей с целью исключения их перегрева (при обратной полярности расплавляемый металл нагревается меньше, чем при прямой). Сварку углеродистых сталей обычно выполняют на переменном токе. Дуга на переменном токе горит менее устойчиво, чем на посто- янном. Поэтому сварка на постоянном токе обеспечивает более вы- сокое качество сварного шва, однако при этом используется более дорогое оборудование и выше расход электроэнергии. Аргонодуговая сварка неплавящимся вольфрамовым электродом (рис. 4.2) проводится при подаче присадочного материала и его 25 плавлении дугой на постоянном токе прямой полярности (при пря- мой полярности электрод нагревается меньше). На технологическую свариваемость (возможность получения прочных сварных соединений, работоспособных в условиях дей- ствия нагрузок) влияют следующие факторы. Свойства основного металла: химический состав и структурное состояние стали, ее теплофизические, физико-химические и меха- нические свойства. Из химических элементов, входящих в состав стали, наибольшее влияние на образование трещин оказывает угле- род, действие которого усиливается легирующими элементами, вводимыми в сталь (хром, молибден, ванадий, марганец и др.). Конструктивные факторы, обусловленные: - типом сварной конструкции и сложностью ее узлов; - формой и взаимным расположением свариваемых элементов, их массой и толщиной; жесткостью сварной конструкции, характе- ром закрепления и напряженным состоянием элементов до сварки; - последовательностью выполнения сварных соединений; - типом сварного соединения (стыковое, угловое и пр.), формой подготовки кромок под сварку (с отбортовкой, без разделки кромок, V-, X-, Y-образная разделка кромок и пр.); - пространственным положением сварки (вертикальный, гори- зонтальный, верхний, нижний шов) и др. Стали, предварительно наклепанные или закаленные, облада- ют большей склонностью к образованию трещин, чем стали отожженные или отпущенные в процессе термообработки. Технологические факторы: вид и режим сварки, состав исполь- зуемых электродов, сварочной проволоки, флюса, защитных газов (например, аргон), температура окружающей среды (ее понижение влияет отрицательно на свариваемость), характер подготовки де- талей под сварку и др. Важный вопрос технологии ручной элек- тродуговой сварки — выбор оптимального сварочного режима. Диаметр электрода и сила сварочного тока определяются в основном толщиной свариваемых элементов, типом сварных со- единений и некоторыми конструктивными факторами. Род тока и полярность выбираются в зависимости от марки свариваемого металла, его толщины, марки электрода, назначе- ния конструкции. 26 Тип и марка электрода выбираются в зависимости от марки и механических свойств (σв, σт, δ и пр.) свариваемого металла, назначения и условий работы конструкции. Сила сварочного тока I выбирается в зависимости от диаметра стержня электрода dэ и положения шва в пространстве. Например, при сварке в нижнем положении I = K dэ, А, где К – коэффициент пропорциональности, при сварке углероди- стых и низколегированных сталей в нижнем положении равный 35 – 60 А/мм для толщины металла 5 – 30 А/мм. Для сварки швов в другом положении применяют силу сва- рочного тока на 10 – 20% меньше. Для повышения качества сварных соединений применяют сле- дующие специальные технологические мероприятия: - используют термический цикл сварки, устраняющий образова- ние закалочных структур (предварительный и сопутствующий по- догревы, сварка короткими участками и др.); - применяют технологические приемы, снижающие остаточные напряжения (сварка труб большого диаметра двумя сварщиками одновременно, сварка каскадом, с применением съемных или по- стоянных подкладочных колец, с использованием приспособлений, создающих напряжения сжатия и др.); - с целью уменьшения содержания водорода в металле сварного соединения улучшают защиту металла сварочной ванны, выполня- ют тщательную подготовку поверхности свариваемых кромок и сварочных материалов, используют флюсы и электродные покры- тия с низким содержанием водорода и др.; - производят термическую обработку сварного соединения непо- средственно после сварки (нормализация, закалка с отпуском и др.). Контроль за технологией сварки и качеством выполнения свар- ных соединений осуществляется путем [17 – 20]: - проверки исходных материалов (входной контроль труб, сва- рочных материалов, соединительных деталей и др.); 27 - проверки соответствия технологии сварки (технологических карт), оборудования и аппаратуры требованиям нормативных доку- ментов, проектным решениям; - аттестации новых технологий сварки, сварочного оборудования перед производством работ; - проверки квалификации сварщиков, контролеров, термистов и ИТР, установленных требованиями Госгортехнадзора; - систематического операционного контроля, осуществляемого в процессе сборки и сварки трубопроводов; - визуального контроля, замеров параметров швов; - осуществления контроля качества физическими методами (ра- диографическим, ультразвуковым и др.); - проведения механических испытаний сварных соединений; - металлографического анализа; - стилоскопирования сварных швов; - контроля за своевременным и качественным оформлением ис- полнительной документации. Сварочные работы должны выполняться в соответствии с пред- варительно разработанной технологической картой, в которой должны быть отражены технологические требования и режимы сварки (табл. 4.1). Оформление отчета Заполнить Карту технологического процесса сварки в соответ- ствии с индивидуальным заданием, выдаваемым преподавателем (табл. 4.1). Контрольные вопросы 1. Способы сварки стыков труб из теплоустойчивых и высоколе- гированных аустенитных сталей. 2. Технология и режимы ручной дуговой сварки. 3. Термическая обработка сварных соединений. 4. Требования по контролю качества сварных соединений. 28 Табл. 4.1 КАРТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА СВАРКИ 1. Наименование изделия ____________________________________ 2. Способ сварки ___________________________________________ 3. НТД по сварке (шифр) _____________________________________ 4. Основной материал: индекс группы _________________________________ марка (марки, сочетания марок) ___________________ типоразмер, мм диаметр (радиус кривизны)________ толщина _______________________ 5. Соединение: вид соединения (стыковое, угловое и пр.) ________________________ вид разделки кромок (односторонняя, двусторонняя) _______________ тип соединения (шифр по РТМ-1с-93, ОСТ 26-260.453-92 и др.) ________ 6. Способ подготовки кромок (механическая обработка, газовая резка с по- следующей механической зачисткой кромок) _______________________ 7. Способ сборки (в сборочном приспособлении, на прихватках) __________ 8. Требования к прихватке (способ сварки, количество, размеры) ________ 9. Сварочные материалы (марки, стандарт, ТУ) _____________________ 10. Положение шва при сварке _______________________________ 11. Подогрев (температура) ____________________________________ 12. Сварочное оборудование (тип) _____________________________ 13. Режимы сварки Но- мер валика (слоя) шва Спо- соб свар- ки Диаметр электрода (присадочной проволоки, мм Род тока, поляр- ность Сила тока, А Напря- жение, В Ско- рость свар- ки, м/ч Ско- рость подачи прово- локи, м/ч Допол- нитель- ные пара- метры* *диаметр W-электрода, расход защитного газа и др. 14. Технологические требования к сварке**: ____________________ **Приводятся требования к последовательности выполнения валиков (слоев) шва, температурному режиму сварки, наличию поворота и перемещению изделия при сварке, толщине корневой части шва, толщине и ширине валиков (слоев) шва и пр. 15. Термическая обработка сварного соединения: способ _________________________________________________ режим _________________________________________________ 16. Требования по контролю качества сварного соединения: __________________________________________________________ (методы, объемы, нормы, оценки качества) 29 Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Рыжкин, В. Я. Тепловые электрические станции/ В.Я.Рыжкин – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с. 2. Тепловые и атомные электростанции: Справочник/Под общ. Ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2003 – 648 с. – (Теплоэнергетика и теплотехни- ка; Кн. 3). 3. Бойко Е.А. Тепловые электрические станции (паротурбинные энергетические установки ТЭС): Справочное пособие / Е.А. Бойко, К.В. Баженов, П.А. Грачев. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006, 152 с. 4. Трухний, А. Д. Стационарные паровые турбины. – 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоиздат, 1990. - 640 с. 5. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые тур- бины и турбоустановки. – М.: МЭИ, 2002. 6. Турбины тепловых и атомных электрических станций. Учеб- ник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. / А.Г. Костюк, В.В. Фро- лов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фро- лова. - М.: Издательство МЭИ, 2001. – 488 с. 7. Двойнишников В.А., Деев Л.В., Изюмов М.А. Конструкция и расчет котлов и котельных установок: Учебник для техникумов по специальности «Котлостроение». – М.: Машиностроение, 1984. – 264 с. 8. Котельные установки и парогенераторы (конструкционные характеристики энергетических котельных агрегатов): Справочное пособие… / Сост. Е.А. Бойко, А.А. Шпиков, КГТУ. Красноярск, 2003, 230 с. 9. Жихар Г.И., Карницкий Н.Б., Стриха И.И. Тепловые электри- ческие станции: укрупненный расчет котла, выбор тягодутьевых машин, охрана окружающей среды: Учебное пособие / Под ред. Н.Б. Карницкого. – Минск: УП «Технопринт», 2004. 10. Жилин В.Н., Семенов В.М. Ремонт парогенераторов. – М.: Энергия, 1976. 11. Цешковский А.А. Ремонт оборудования котельных цехов электростанций. М., «Высшая школа», 1973 12. Цешковский А.А. Специализированный ремонт котельных агрегатов. М., «Высшая школа», 1975 13. Справочник по ремонту котлов и вспомогательного котель- 30 ного оборудования / Под общ. ред. В.Н. Шастина. – М.: Энергоиз- дат, 1981. – 496 с. 14. Энгель-Крон И.В. Ремонт паровых турбин. – М.: Энергоиз- дат, 1981. 15. Молочек В.А. Ремонт паровых турбин. –М.: Энергия, 1968. 16. Ремонт паровых турбин / Учебное пособие / Под общ. ред. Ю.М. Бродова, В.Н. Родина. – Екатеринбург. ГОУ УПИ 2002. 17. Ручная дуговая сварка. Материалы. Оборудование. Технология. / Жизняков С.Н., Сидлин З.А. – Киев: «Экотехнология», 2006. – 368 с. 18. Ручная сварка при сооружении и ремонте трубопроводов пара и горячей воды / Под общ. ред. О.И. Стеклова. – М.: Издатель- ство «Соуэло», 2008. – 73 с. 19. Ручная дуговая сварка неплавящимся электродом в защит- ных газах (TIG/WIG) / Под общ. ред. О.И. Стеклова. – М.: Изда- тельство «Соуэло», 2007. – 49 с. 20. Алешин Н.П., Щербинский В.Г. Контроль качества свароч- ных работ. – М.: Высшая школа, 1986. 31 ПРИЛОЖЕНИЯ П1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС Рассмотрим работу теплофикационного паротурбинного блока ТЭЦ, работающей на природном газе и мазуте (рис. П1.1) [5]. Основным элементом котельной установки является паровой котел (парогенератор). Газ из магистральной сети газоснабжения через газораспределительный пункт (ГРП) подается к горелкам. Сюда же непрерывно дутьевым вентилятором подается воздух, нагреваемый (до температуры порядка 300°С) в воздухоподогрева- теле. Вместо газа или одновременно с ним в горелках можно сжи- гать мазут, привозимый на ТЭЦ в цистернах и хранимый в специ- альных мазутных баках. Горение топлива в среде горячего воздуха происходит в топке. При этом образуется факел, представляющий собой мощный источ- ник лучистой энергии. Стены топки облицованы экранами — тру- бами, в которые подается питательная вода из экономайзера. На схеме изображен прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, проходя только один раз, нагревается и испаряет- ся, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распростране- ние получили барабанные котлы, в экранах которых осуществляет- ся многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане. Сухой насыщенный пар по- ступает в пароперегреватель, где повышается его температура (примерно до 550оС) и, следовательно, потенциальная энергия. После топочных экранов и пароперегревателя продукты сгора- ния поступают на экономайзер далее в воздухоподогреватель, где они охлаждаются до температуры 120 – 160°С и направляются с помощью дымососа к дымовой трубе. Дымосос и дымовая труба создают разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, дымовая труба рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмо- сферы, не допуская их высокой концентрации в нижних слоях. Полученный на выходе из котельной установки пар высоких па- раметров поступает по паропроводу к паровой турбине. Расширя- ясь, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора, в обмотках которого образуется электрический ток. 32 Рис. П1.1. Технологическая 33 схема ТЭЦ 34 Трансформаторы повышают напряжение для уменьшения по- терь в линиях электропередачи, передают часть выработанной элек- троэнергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную — в энергетическую систему. Паровая турбина из отдельных цилиндров, валы которых жест- ко связаны. Из основного пароперегревателя пар поступает в ци- линдр высокого давления (ЦВД), а из него возвращается в проме- жуточный пароперегреватель котла. Здесь его температура вновь повышается до первоначальной, и он направляется в цилиндры среднего (ЦСД), а затем низкого (ЦНД) давления. И котел, и турбина могут работать только при очень высоком ка- честве питательной воды и пара, допускающем ничтожные примеси других веществ. Расходы пара огромны (например, в теплофикаци- онном энергоблоке 250 МВт за 1 с испаряется, проходит через тур- бину и конденсируется более 1/4 т воды). Поэтому нормальная ра- бота энергоблока возможна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела высокой чистоты. Пар, покидающий турбину, поступает в конденсатор — тепло- обменник, по трубкам которого непрерывно протекает холодная вода, подаваемая циркуляционным насосом из специального охла- дительного устройства — градирни. Пар поступает из турбины в межтрубное пространство конденса- тора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат кон- денсатным насосом первого подъема подается в блочную обессоли- вающую установку, а из нее конденсатными насосами второго подъема — в систему регенеративного подогрева питательной воды. Эта система включает подогреватели низкого давления (ПНД), деаэратор и подогреватели высокого давления (ПВД). В по- догревателях температура конденсата повышается за счет теплоты пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В де- аэраторе происходит деаэрация — удаление из конденсата раство- ренных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость питательной воды для кот- ла. Из деаэратора питательная вода питательным насосом, приво- димым в действие электродвигателем (питательный электронасос — ПЭН) или специальной паровой турбиной (питательный турбо- 35 насос — ПТН), подается в экономайзер котла. Таким образом замы- кается технологический пароводяной цикл преобразования химиче- ской энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата. Снабжение потребителей теплоты осуществляется с помощью отборов пара из турбины подобно тому, как это делается для реге- неративного подогрева питательной воды. Промышленный потре- битель обычно использует пар непосредственно из отборов турбин. Для целей теплофикации пар из отопительных отборов турбины направляется в подогреватели сетевой воды (устанавливаемые возле турбины), в трубках которых циркулирует сетевая вода, пере- качиваемая сетевыми насосами. В очень холодное время, когда требуется повышенная температура сетевой воды, ее дополнитель- но направляют в пиковый водогрейный котел (ПВК), а из него — в отопительную систему. П2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ОСНОВНЫХ УЗЛОВ ПАРОГЕНЕРАТОРА Экраны топочной камеры могут быть гладкотрубными (рис. П2.1, а) и газоплотными (рис. П2.1, б,в). Преимущества газоплотно- го исполнения экранов – возможность работы котла под наддувом (рис. П2.19) и использования облегченной обмуровки. В некоторых твердотопливных котлах в зоне горения экраны из- готовляют из ошипованных труб и покрывают огнеупорной обмаз- кой (рис. П2,1, г). Рис. П2.1. Конструкция экранов: а – гладкотрубные; б – с проставкой (вваренной полосой между соседними трубами); в – плавниковые; г - ошипованные; 1 – об- шивка; 2 – обмуровка; 3 – труба; 4 – шипы; 5 – огнеупорная обмазка 36 Конструкция экранов должна обеспечивать свободу теплового расширения труб при нагреве и охлаждении во избежание появле- ния в металле внутренних напряжений. Для этого трубы экранов подвешивают к балкам каркаса котла или здания котельной за верх- ние коллектора с помощью тяг (рис. П2.2). Для обеспечения жесткости экранов применяют пояса жестко- сти, которые фиксируют трубы в горизонтальной плоскости, но позволяют им свободно перемещаться по вертикали. Рис. П2.2. Подвеска экрана: 1 – балка каркаса; 2 – тяга; 3 – труба экрана; 4, 5 – нижний и верхний коллектора; 6 – пру- жинная подвеска; 7 – крюк (стрелкой показано направле- ние тепловых расширений экрана) Рис. П2.3. Экраны котла с естественной цирку- ляцией: 1 – барабан; 2, 4 – верхние и нижние сборные коллекторы; 3 – панель экрана; 5 – опускная труба; 6 – труба подвода пароводяной смеси из экранов в барабан Экраны барабанных котлов с естественной циркуляцией, для уменьшения их гидравлического сопротивления изготовляют из труб большего диаметра (50 – 60 мм при толщине стенки 4 – 5 мм) с минимальным числом гибов (рис. П2.3). Гибы расположены у верхних и нижних сборных коллекторов, в местах расположения горелок и пр. Для уменьшения влияния неравномерности обогрева по пери- метру топки на надежность циркуляции, экраны секционируются 37 делением их на части — панели, каждая из которых образует свой циркуляционный контур (рис. П2.3). Рис. П2.4. Схема движения рабочей среды в трубных панелях радиаци- онной части прямоточного пароге- нератора сверхкритического давле- ния: а — схема соединения однохо- довых панелей НРЧ; б — то же многоходовых панелей СРЧ (вид со стороны обмуровки); 1 и 2 — панели правой боковой и задней стен топки; 3 — подовый экран; 4 — отверстие для горелки; 5 и 6 —входной и выходной коллекторы; 7 — промежуточный коллектор; 8 — тру- бопровод подачи рабочей среды к фронтовым панелям НРЧ; 9 — трубопровод подачи рабочей среды из НРЧ и СРЧ Экраны прямоточных котлов конструктивно выполняют в виде навивки Рамзина с подъемом лент из труб по нескольким стенам топки на угол 15 – 20° (рис. 2.2,б), горизонтально-подъемной навивки, многоходовых подъемно-опускных и многоходовых подъ- емных панелей (рис. П2.4). По месту расположения в топке экраны делят на нижнюю (НРЧ), среднюю (СРЧ) и верхнюю (ВРЧ) радиационные части. Пароперегреватели могут быть размещены (рис. П2.5): – на стенах или потолке топки - радиационные; - на выходе из топки - полурадиационные (ширмы), получающие теплоту, как излучением, так и конвекцией; - в соединительном (горизонтальном) и опускном газоходах кот- ла - конвективные. 38 Число ступеней перегревателя определяется параметрами пара и типом котла (рис. П2.5). Ширмовую поверхность нагрева устанав- ливают при р0 ≥ 10,8 МПа; при р0 = 12,8 МПа пароперегреватель состоит из четырех ступеней: потолочной, ширмовой и конвектив- ных (рис. П2.5, б). В котлах сверхкритического давления с р0 = 23,8 МПа число ступеней перегревателя еще больше: СРЧ, ВРЧ, потолочный, экра- ны соединительного и опускного газоходов, ширмы, конвективные ступени (рис. П2.5, в). При наличии в тепловой схеме промежуточного перегрева пара добавляется промежуточный пароперегреватель, называемый также конвективным пароперегревателем низкого давления. Ширмы представляют собой систему труб с малым шагом, обра- зующих плоскую ленту, имеющую входной и выходной паровые Рис. П2.5. Схемы включения сту- пеней пароперегревателя: 1 - бара- бан; 2 - потолочный пароперегре- ватель; 3, 4 - конвективный паро- перегреватель; 5 – ширмы; 6 – радиационный пароперегреватель (СРЧ и ВРЧ); 7 - экраны соедини- тельного и опускного газоходов 39 коллекторы. По расположению в топке ширмы делят на горизон- тальные и вертикальные (рис. П2.6). Рис. П2.6. Конструкция вертикальной (а) и горизонтальной (б) ширм: 1, 2 - входной и выходной паровые коллекторы; 3 – труба крепления; 4 – крепежная гребенка; 5, 6 - входной и выходной коллекторы питательной воды, охлаждающей подвесную систему Большее распространение получили вертикальные ширмы, что объясняется простотой крепления, не требующего применения охлаждаемых подвесных труб и упрощающего трассировку паро- и водопроводов в пределах котла; удобством монтажа. Недостатками вертикальных ширм можно считать их недрениру- емость, бóльшую склонность к забиванию труб продуктами корро- зии, различную длину труб (через более длинные трубы передается большее количество теплоты, особенно через наружные трубы, вос- принимающие теплоту за счет излучения). Конвективные перегреватели имеют змеевиковую поверхность нагрева с входным и выходным коллекторами. Располагают змееви- ки в горизонтальном (расположение труб вертикальное) и опускном (расположение труб горизонтальное) газоходах. Различают противоточную, прямоточную и смешанную схемы движения (рис. П2.7). 40 Рис. П2.7. Схемы движения продуктов сгорания и пара в конвективном пароперегревателе: а - противоточная, б – прямоточная, в - смешанная При противотоке требуется меньшая площадь поверхности теп- лообмена, однако при этом повышается максимальная температура стенки металла труб. Чаще всего выходную часть перегревателя выполняют по прямоточной схеме, при этом змеевики с максималь- ной температурой пара располагают в области умеренных темпера- тур газов (не превосходящих 800 – 850°С). Для надежной работы пароперегревателей их трубы выполняют- ся из легированной стали: для входной части — из низколегирован- ной (например, 12Х1МФ), а для выходной части — из высоколеги- рованной (например, 1Х18Н12Т). С целью снижения гидравлических потерь в промежуточном па- роперегревателе применяются трубы большого диаметра. Диаметр труб перегревателей высокого давления 32 – 42 мм при толщине стенки 6 – 7 мм; а низкого давления – 50 – 60 мм и 4мм. Экономайзер располагается в конвективном опускном газоходе и представляет собой змеевики, приваренные к входным и выход- ным коллекторам. Схема движения нагреваемой воды по отноше- нию к продуктам сгорания — противоточная, обтекание труб газа- ми — поперечное, компоновка труб — шахматная или коридорная. Для интенсификации теплообмена применяют трубы малого диа- метра d = 21 – 32 мм при толщине стенки 2,5 – 4 мм (большие зна- чения для котлов СКД), выполненные из углеродистой стали 20. Различают одно- и двухступенчатые экономайзеры. В котлах с естественной циркуляцией нагретая вода из эконо- майзера (кипящего или не кипящего типа) поступает в барабан, а в прямоточных — в раздающие коллектора НРЧ. 41 Воздухоподогреватель – последняя по ходу газов поверхность нагрева котла, где подогревается воздух, подаваемый к горелкам. По принципу действия их делят на рекуперативные, которые распо- лагаются в конвективной шахте, и регенеративные, вынесенные за пределы котельного отделения. В рекуперативных трубчатых воз- духоподогревателях (ТВП) передача теплоты от газов к воздуху осуществляется через стенку трубы (рис. П2.8). В регенеративных вращающихся воздухоподогревателях (РВП) – поверхность нагрева при ее вращении омывается попеременно то дымовыми газами, нагреваясь, то воздухом, охлаждаясь (рис. П2.9). Поверхность нагрева ТВП (рис. П2.8) состоит из отдельных сек- ций (кубов), представляющих набор вертикальных стальных труб диаметром 28 – 51 мм и толщиной стенки 1,5 мм, концы которых герметично закреплены в отверстиях горизонтальных трубных до- сок. Дымовые газы движутся сверху вниз внутри труб, а воздух об- текает трубы в горизонтальном направлении. При работе на абра- зивном топливе для защиты внутренних входных участков труб от изнашивания золой используют съемные защитные вставки. Рис. П2.8 Схема компоновки трубчатых воздухоподогревателей: а – многоходовая однопоточная; б – одноходовая однопоточная; в – многоходовая двухпоточная Нижняя трубная доска ТВП опирается на рамную конструкцию, связанную с каркасом котла, поэтому тепловое расширение труб происходит снизу вверх. Для обеспечения герметичности и свободы теплового расширения применяются линзовые компенсаторы. 42 В одноступенчатом воздухоподогревателе воздух подогревается до ~300°С. Для повышения температуры воздуха до ~400°С и выше вторую ступень ТВП устанавливают в рассечку между ступенями экономайзера (рис. 2.1,а). РВП включает цилиндрический ротор, вращающийся на валу внутри неподвижного стального корпуса (рис. П2.9). Ротор состоит из секторов, заполненных пакетами с набивкой – вертикальными стальными пластинами толщиной 0,8 – 1,2 мм. Рис. П2.9. Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель: а – внешний вид аппарата (передняя часть верхних коробов и кожуха условно отрезана); б – отдель- ные пластины набивки различной формы; в – секция с набивкой; 1 – вал ротора; 2 – верхний подшипник (нижний подпятник не виден на чертеже); 3 – электродвига- тель с редуктором; 4 – ротор; 5 – наружное уплотнение; 6 – радиальное уплотне- ние; 7 – наружный кожух; 8, 9 – воздушные и газовые патрубки Верхняя и нижняя секторные плиты делят корпус на две части — газовую и воздушную. Газы движутся сверху вниз, а воздух — сни- зу вверх. При вращении ротора с частотой несколько оборотов в минуту набивка то нагревается в потоке газов, то охлаждается в по- токе воздуха. Вращение обеспечивается электродвигателем, соеди- ненным с ротором через редуктор. 43 Для увеличения площади поверхности теплообмена часть пла- стин гофрируют, что позволяет получить до 300 – 400 м2 поверхно- сти в 1 м3 объема. Небольшая толщина листов способствует не только быстрому прогреву и охлаждению, но и некоторой вибра- ции, приводящей к частичному удалению золовых загрязнений. Зазор между вращающимся ротором и корпусом РВП приводит к необходимости уплотнять места сопряжения подвижных и непо- движных частей специальными уплотнениями. Это снижает присо- сы воздуха в газовый тракт, вызванные разностью давлений: вслед- ствие работы тягодутьевых машин давление в газовом тракте воз- духоподогревателя меньше, чем в воздушном (рис. П2.19). Тем не менее присосы воздуха в РВП (15 – 20% и более) выше, чем в ТВП (~3% на ступень). В РВП воздух может быть нагрет до 360 °С. РВП отличаются большей компактностью, меньшей металлоем- костью, чем ТВП. Часто их устанавливают вне котельного отделе- ния. Количество устанавливаемых РВП на котел (обычно не менее двух) зависит от его мощности. Барабан служит для разделения пароводяной смеси, поступаю- щей из топочных экранов, на воду и пар, идущий затем на перегрев к пароперегревателям. Схемы типовых внутрибарабанных устройств, показаны на рис. П2.10. а) б) в) Рис. П2.10. Схемы типовых внутрибарабанных устройств: а — среднего давления; б — высокого давления; в — низкого давления 44 Гашение кинетической энергии струи пароводяной смеси и ее начальное разделение в барабане 1 котла среднего давления осу- ществляется с помощью отбойных щитков 2 (рис. П2.10,а), а в ба- рабане котла высокого давления — с помощью внутрибарабанных циклонов 6 (рис, П2.10,б). Равномерность распределения пара по сечению барабана 1 и па- роотводящим трубам 5 обеспечивается применением уравнитель- ных дроссельных щитов как в водяном объеме (погруженный щит 12 с отверстиями, рис. П2.10,в), так и в паровом объеме на выходе из барабана (пароприемный потолок 4, рис. П2.10,а,б). Пароприемный потолок 4 имеет отверстия диаметром ~5 мм, число которых обеспечивает оптимальную скорость пара. Для тонкой сушки пара помимо осадительной сепарации капель в паровом объеме, применяют инерционные сепараторы: жалюзий- ные сепараторы 3, внутрибарабанные 6 и выносные циклоны. Жалюзийные сепараторы — это набор большого количества волнистых пластин шириной ~80 мм, расположенных на расстоянии ~10 мм. Отделение капель воды происходит из-за изменения направления движения пароводяного потока в криволинейных ка- налах. Капли влаги под действием сил инерции попадают на пла- стины и стекают в виде струек. Поскольку скорость пара мала, а капли влаги достаточно крупные, захвата влаги паром не происхо- дит. Внутрибарабанные циклоны используют в качестве основного паросепарационного устройства в мощных барабанных котлах (рис. П2.10,б). Он представляет собой цилиндрический вертикальный корпус 3 диаметром 0,3 – 0,35 м, к которому тангенциально через патрубок 2 подводится пароводяная смесь со скоростью 6 – 8 м/с (рис. П2.11). В циклоне осуществляется двухступенчатая сепарация. Первая ступень — центробежная: тангенциально подводимый поток закручивается, прижимаясь к поверхности циклона; вода стекает вниз, а пар со скоростью ~1 м/с по всему сечению циклона из-под крышки 1 выходит в паровой объем. Вторая ступень — осадитель- ная — происходит при движении пара в объеме циклона. Внутрибарабанные циклоны создают равномерную подачу пара в паровой объем барабана по его длине и позволяют снизить пено- образование котловой воды, однако их установка сложна. Число циклонов в барабане определяется его размерами и давлением пара. 45 При ступенчатом испарении пар может осушаться в выносных циклонах, которые располагают вне барабана и соединяют с ним по пару и воде. Высота циклона определяется суммой необходимых высот парового (1,5 – 2,5 м) и водяного (2 – 2,5 м) объемов. Ступенчатое испарение является одним из эффективных мето- дов снижения концентрации примесей в кипящей воде, а, следова- тельно, и в паре; позволяет повысить чистоту пара при заданном качестве питательной воды и заданном значении продувки. Рис. П2.11. Внутри- барабанный циклон: 1 – крышка; 2 – под- водящий патрубок; 3 – цилиндрический корпус; 4 - направ- ляющие лопатки; 5 - донышко Рис. П2.12. Двухступенчатая схема испарения с вы- носным циклоном: 1 – барабан; 2 – нижний коллек- тор; 3, 4 – опускная и подъемная труба; 5 – подвод питательной воды; 6, 14 – постоянная и периодиче- ская продувка; 7 – отвод насыщенного пара; 8 – вы- носной циклон; 9, 10 – опускные и парообразующие трубы контура соленого отсека; 11 – подвод парово- дяной смеси; 12, 13 – водо- и пароперепускные трубы На рис. П2.12 приведена двухступенчатая схема испарения с вы- носным циклоном. Выносной циклон питается не питательной, а котловой водой из барабана (при этом осуществляется его внутрен- няя продувка) с большим содержанием солей. Поэтому барабан со своей группой контуров циркуляции называют чистым, а выносной 46 циклон вместе со своим контуром циркуляции называют соленым отсеком. Бóльшая высота выносных циклонов обеспечивает хоро- шую сушку пара даже при воде высокого солесодержания. Непрерывная продувка осуществляется из барабана (или вынос- ных циклонов) в количестве 0,5 – 1,5% расхода пара (в зависимости от качества подпиточной воды) для удаления части котловой воды с высоким солесодержанием. Периодическую продувку производят из нижних коллекторов для удаления накапливающегося там шлама (твердых частиц окис- лов металла и минеральных соединений). С увеличением давления в барабане возрастают растворимость кремниевой кислоты и ее содержание в паре. При давлении выше 11 МПа даже абсолютная сушка пара не обеспечивает его требуемого качества. Снижение содержания кремниевой кислоты в паре в этом случае достигается путем его промывки питательной водой в паро- промывочном устройстве барабана, состоящем из барботажных листов 7, устройства подачи питательной воды на листы и сливных коробов 9 (рис. П2.10,б). Для достижения большего эффекта промывки пар пропускают через слой питательной воды мелкими струйками через отверстия в барботажных листах 7 диаметром 5 мм. Количество воды, необходимое для промывки пара, зависит от паропроизводительности. В современных котлах вся питательная вода подается в раздающий короб, а ее избыток сливается через пе- реливную щель в водяной объем барабана, минуя промывку. Качество пара повышается благодаря следующему: - капли воды, унесенные паром, смешиваются с питательной во- дой, и уходящий пар содержит влагу с меньшим солесодержанием; - из-за большей растворимости примесей в воде, при прохожде- нии паром слоя воды, растворенные вещества переходят в воду, а промытый пар уносит соли в количестве, пропорциональном их со- держанию в питательной, а не в котловой воде. После промывки пар подвергают повторной сепарации. Регулирование температуры перегретого пара, идущего к па- ровой турбине, осуществляется методами парового и газового регу- лирования. При паровом регулировании поверхность теплообмена паропе- регревателя конструктивно выполняют с запасом, а излишний пере- 47 грев пара снимают в поверхностных (рис. П2.15) или впрыскиваю- щих (рис. П2.13 — П2.15, а также рис. 2.2,а) пароохладителях. Во впрыскивающих пароохладителях (рис. П2.13) излишняя теп- лота перегрева пара отбирается на испарение впрыскиваемой в па- ровой поток обессоленной воды. Впрыски применяют между ступе- нями пароперегревателя (рис. 2.2,а). Прямоточные котлы питают водой высокого качества, поэтому ее можно непосредственно использовать для впрыска. В барабанных котлах качество питательной воды ниже, поэтому для впрыска используют конденсат, получаемый в специальном конденсаторе котла за счет конденсации насыщенного пара из бара- бана питательной водой; подогретая в конденсаторе питательная вода затем подается в экономайзер (рис. П2.14). Рис. П2.13. Впрыскивающий пароохладитель: 1 — форсунка-распылитель; 2 — защитная рубашка 3 —паропровод Рис. П2.14. Схема регулирования перегрева пара впрыском собственного конден- сата: 1 — барабан; 2 — линия перелива; 3 — конденсатор; 4 — сборник конденса- та; 5 — впрыскивающий пароохладитель; 6 — экономайзер; 7 — регулятор 48 Для регулирования температуры промежуточного перегрева ча- сто применяют передачу теплоты от пара высокого давления к пару промперегрева (низкого давления) в паропаровом теплообменнике (рис. П2.15). Рис. П2.15. Схема пароперегревателя котла СКД: РП – радиационный перегрева- тель; ШП – ширмовый перегреватель; КП – конвективный перегреватель; ВПР – впрыскивающий пароохладитель; ППТО – паропapoвой теплообменник; ПП – промежуточный пароперегреватель К методам газового регулирования относят рециркуляцию ды- мовых газов и др. Рис. П2.16. Схема рециркуля- ции газов на котле СКД: 1 – корпус котла; 2 – газомазут- ная горелка; 3 и 4 – соответ- ственно выходная и входная часть промежуточного паро- перегревателя; 5 – регенера- тивный воздухоподогрева- тель; 6 – линия отбираемых для рециркуляции дымовых газов; 7 – дымосос рецирку- ляции газов; 8 – короб горя- чего воздуха Рециркуляция продуктов сгорания (рис. П2.16) обеспечивается возвратом части газов из газохода в области воздухоподогревателя 5 49 в топочную камеру (либо под горелки, либо в короб воздуха горе- лок), который осуществляется специальными дымососами (венти- ляторами) рециркуляции дымовых газов (ВРДГ). Работа ВРДГ по- вышает затраты электроэнергии на тягодутьевые механизмы. При вводе рециркулирующих газов происходит ослабление теп- ловосприятия топочных экранов, а в конвективных поверхностях нагрева в результате увеличения объема и скорости газов тепловос- приятие наоборот увеличивается. Ввод газов рециркуляции в область горения используют также для подавления образования окислов азота (NOх) и защиты труб экранов от пережога. Газомазутные топки По тепловым характеристикам газ и мазут являются близкими топливами, что позволяет выполнять для них топки идентичной конструкции с комбинированными горелками. Большинство газомазутных топок имеют традиционную призма- тическую форму со слабо наклонным подом (15 – 20°) и односто- роннюю (рис. П2.17, а) или встречную (рис. П2.17, б) компоновку горелок. Известны топки циклонного типа (рис. П2.17, в) и с подо- вым расположением горелок (рис. П2.17, г). Рис. П2.17. Схемы топок для сжигания газа и мазута: а, б – с односторонней и встречной компоновками горелок; в – с циклонами; г – с подовыми горелками Газомазутные горелки различают по способу аэродинамиче- ской организации процесса горения (вихревой, прямоточно- вихревой, прямоточный); количеству самостоятельных потоков воздуха; типу завихрителя; характеру ввода газа в поток воздуха (центральный, периферийный, комбинированный). 50 Горелки допускают как раздельное, так и совместное сжигание газа и мазута. Совместное сжигание имеет место при переходе ра- боты котла с одного вида топлива на другой. Горелки имеют центральный канал, внутри которого находится выдвижная мазутная форсунка. Внутренняя стенка центрального канала является одновременно стенкой кольцевого канала подвода газа. В каналах подвода воздуха устанавливаются лопаточные за- вихрители, обеспечивающие лучшее смешение воздуха и топлива. На рис. П2.18 показана газомазутная горелка с центральной и периферийной (из кольцевого коллектора 4) подачей газа, а также с центральной 1′ и периферийной 1 подачей воздуха. Рис. П2.18. Газомазутная го- релка: 1, 1′ – подача воздуха в периферийный и центральный воздушные каналы; 2, 2′ – тан- генциальные лопаточные ап- параты; 3 – паромеханическая форсунка; 4 – кольцевой кол- лектор природного газа; 6 – центральная подача природно- го газа; 7 – центральная подача горячего воздуха; 8 – газовый электрозапальник; 9 – обму- ровка топки Тягодутьевые механизмы обеспечивают движение воздуха, а затем дымовых газов по газовоздушному тракту котла: - дымососы отсасывают газы (продукты сгорания топлива) из котельного агрегата, создавая в нем разрежение, и выбрасывают их в дымовую трубу. - дутьевые вентиляторы подают под напором воздух в возду- хоподогреватель и затем в топку. - вспомогательные вентиляторы: вентиляторы рециркуляции горячих (дымовых) газов (ВРДГ); мельничные вентиляторы, вхо- дящие в систему пылеприготовления и служащие для транспорти- рования пылевоздушной смеси (в пылеуголных котлах) и др. 51 Дымососы работают в более тяжелых условиях, чем дутьевые вентиляторы, так как уходящие газы имеет более высокую темпера- туру, могут содержать коррозионно-активные вещества и абразив- ные частицы. В котлах сопротивление воздушного (от воздухозаборных окон до топки) и газового (от топки до дымовой трубы) трактов может преодолеваться с помощью вентилятора и дымососа (работа котла с уравновешенной тягой) или одного вентилятора (работа котла наддувом) (рис. П2.19). Рис. П2.19. Работа газовоздушного тракта котла: а – под наддувом, б – с уравнове- шенной тягой: ПК – паровой котел, ДВ – дутьевой вентилятор, Г – горелки, ДС – дымосос, ДТ – дымовая труба, ВП-В и ВП-Г – воздухоподогреватель с воздушной и газовой стороны В котлах с уравновешенной тягой в газовом тракте дымосос со- здает разрежение, из-за чего исключается пыление из газоходов и загазованность котельного цеха, но появляются присосы воздуха по тракту, снижающие экономичность работы котла. Применение наддува позволяет исключить присосы воздуха, од- нако предъявляет повышенные требования к герметичности котла (для исключения попадания пыли из газоходов в котельный цех). В котельных установках применяются тягодутьевые машины ло- паточного типа (рис. П2.20): 52 - осевые, в которых среда движется вдоль оси, не меняя направ- ления (рис. П2.20,б); - центробежные, в которых среда движется от центра к перифе- рии за счет центробежных сил, создаваемых вращающимся ротором (рис. П2.20,а). а) б) Рис. П2.20. Схемы вентиляторов: а – центробежного; б – осевого типов; 1 – вход воздуха; 2 – лопатки; 3 – выход Дымососами осевого типа комплектуются в основном крупные котельные агрегаты. На котлах меньшей производительности уста- навливаются дымососы и вентиляторы центробежного типа. Регулирование расхода воздуха и газов осуществляют: - дросселированием, т.е. изменением степени открытия шиберов или заслонок в газоходах после тягодутьевых машин; - с помощью направляющих аппаратов с поворотными лопатка- ми, установленных на входе; - изменением частоты вращения: ступенчатое изменение частоты вращения с помощью двухскоростных двигателей или плавное – с помощью частотно-регулируемого электропривода (ЧРЭП). Способы перечислены в порядке повышения экономичности. Обмуровка котла предназначена для уменьшения потерь тепло- ты из газоходов котла (топки) в окружающую среду, а также для защиты обслуживающего персонала от ожогов. Наименьшую толщину и высокую температуростойкость имеет многослойная обмуровка из разных материалов. Обычно внутрен- ний слой обмуровки изготовляют огнеупорным (жаростойким), на него накладывают изоляционный слой, а затем уплотнительный. При газоплотном исполнении экранов (см. рис. П2.1) обмуровка облегченная, и огнеупорный (жаростойкий) слой отсутствует. 53 В современных котлах в основном применяется натрубная под- весная или щитовая накаркасная обмуровка. Гарнитура — устройства, установленные на стенках топки и га- зоходов, для наблюдения за топкой и поверхностями нагрева во время работы котла, облегчения проникновения внутрь для прове- дения ремонта, т.е. для облегчения обслуживания котла. Лазы (отверстия с внутренним проходом диаметром ~0,5 м) служат для проведения внутреннего осмотра котла, подачи в него материалов и инструмента во время ремонта. Лючки позволяют вводить внутрь газоходов измерительную и диагностическую аппа- ратуру, инструмент или приспособления во время работы котла или при его ремонте. Они значительно меньше лаза. Гляделки устанав- ливают преимущественно в топке и в зоне пароперегревателя для визуального наблюдения за процессом горения и состоянием по- верхностей нагрева. Их используют также для проведения измере- ний во время испытаний котла. Они могут иметь в крышке смотро- вые окна, закрытые стеклом. Взрывные клапаны размещают на бо- ковых и потолочных стенах топки и газоходов для предотвращения или уменьшения разрушений обмуровки и обшивки при хлопках и взрывах в топке. Наиболее распространены круглые взрывные кла- паны диаметром 450 мм. На новых мощных котлах взрывные кла- паны, не устанавливают. Каркас котла — пространственная рамная металлоконструкция, предназначенная для крепления (опоры или подвески) поверхностей нагрева и трубопроводов, ограждений, изоляции, площадок обслу- живания и других элементов котла и вспомогательного оборудова- ния. Состоит из вертикальных колонн, горизонтальных балок, гори- зонтальных и вертикальных ферм и связей-раскосов, применяемых для придания поперечной устойчивости колоннам и повышения жесткости каркаса, и упрочненной конструкции потолочного пере- крытия. Для уменьшения термических напряжений в каркасе его основные несущие элементы располагают за пределами газоходов. Мощные прямоточные котлы могут не иметь собственного опорного каркаса: котел подвешен на потолочном перекрытии, опи- рающемся на металлоконструкции здания. Такое решение стало возможным благодаря использованию газоплотных мембранных панелей и облегченной обмуровки. 54 П3. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ОСНОВНЫХ УЗЛОВ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ Фундамент турбоагрегата Фундамент турбоустановки – это мощная железобетонная кон- струкция, которая должна не только воспринимать массу установ- ленного на нем оборудования, но и выдерживать значительные ди- намические нагрузки, возникающие во время работы турбины. Установка двухцилиндровой турбины на фундаменте показана на рис. П3.1. Рис. П3.1. Установка двухцилиндровой паровой турбины на фундаменте: 1 – возбудитель, 2 – задний подшипник генератора, 3 – генератор, 4 – ЦНД, 5 – перепускные трубы, 6 – ЦВД, 7 – корпус переднего подшипника, 8 – фундамент, 9 – конденсатор На верхнем поясе фундамента располагают корпуса подшипни- ков и цилиндров, генератор с возбудителем. В проемах фундамента размещают трубопроводы и часть вспомогательного оборудования: конденсатор (под ЦНД), подогреватели системы регенерации и пр. Цилиндры Цилиндр турбины представляет собой сложную литую (ЦВД) или сварную (ЦНД) конструкцию и снабжен патрубками для присо- единения паропроводов, клапанов и контрольно-измерительных приборов. Для удобства изготовления, транспортирования, ремонта и мон- тажа (сборки) цилиндр изготовляют из нескольких частей. Горизон- 55 тальный разъем делит цилиндр на верхнюю и нижнюю половины, у ряда конструкций цилиндров есть один или два вертикальных разъ- ема. Плотность горизонтального разъема обеспечивают соединени- ем продольных фланцев шпильками. Для облегчения затяжки шпи- лек большого диаметра (при сборке ЦВД) их разогревают, исполь- зуя нагреватели, вставляемые в осевое отверстие шпилек. Чтобы фланцевое соединение не было очень громоздким, при высоких начальных параметрах корпус ЦВД выполняют двухстен- ным (рис: П3.2). На внутренний и внешний корпус действует только часть разности давлений, поэтому они выполняются с более тонки- ми стенками и легкими фланцами, что повышает маневренность турбины (сокращается время прогрева при пуске). Дополнительно двухстенная конструкция позволяет локализовать во внутреннем корпусе зону высоких температур, и выполнить внешний корпус из более дешевых и технологичных материалов. Рис. П3.2. Двухстенный ЦВД: 1, 2 – внутренний и внешний корпус; 3 – опорные лапки внутреннего корпуса; 4 – окружная боковая шпонка; 5 – вертикальная цен- тральная шпонка; 6 – направляющий паз вертикальной центральной шпонки; 7 – направляющий паз продольной шпонки; 8 – опорные лапы внешнего корпуса Хотя перепад давлений на корпус ЦНД (свариваемый из листо- вой стали) невелик, из-за его габаритов на него действуют большие силы от атмосферного давления, поэтому для повышения жесткости корпус ЦНД имеет большое число ребер. 1 7 5 6 3 2 4 3 8 56 Корпус ЦВД обычно подвешивают на консольных лапах, опира- ющихся на корпуса подшипников (рис. П3.2). Корпус ЦНД опира- ется непосредственно на фундаментные рамы (плиты) и объединен с корпусами подшипников. Такое объединение возможно, посколь- ку температура ЦНД ниже, чем ЦВД. Крепление цилиндров и корпусов подшипников должно обеспе- чить их надежное соединение, способное противостоять паровым усилиям от присоединенных трубопроводов, сохранять центриро- вание агрегата и при этом допускать его свободное тепловое рас- ширение. Это обеспечивается системой шпоночных соединений (продольных, поперечных и вертикальных) и дистанционных бол- тов. Для лучшего скольжения корпусов подшипников по фунда- ментным рамам соприкасающиеся поверхности перед сборкой по- крывают материалом с низким коэффициентом трения. Диафрагмы В диафрагмах, устанавливаемых между дисками ротора, разме- щают направляющие лопатки. В ЧВД фрезерованные направляю- щие лопатки закрепляют электросваркой между стальными телом и ободом диафрагмы. В ЧНД штампованные направляющие лопатки заливают в чугунное тело диафрагмы во время ее отливки. Для возможности разборки цилиндра диафрагмы горизонталь- ным разъемом делятся на верхнюю и нижнюю части, точность сборки которых обеспечивается шпоночными соединениями. В большинстве конструкций современных турбин диафрагмы набирают в обоймы, которые устанавливают в расточки цилиндра и так же имеют горизонтальный разъем (рис. П3.3). При сборке нижние половины диафрагм подвешивают около го- ризонтального разъема на специальных лапках, а верхние устанав- ливают на нижние согласно шпоночным соединениям. При этом между расточкой обоймы и диафрагмой сохраняют радиальный за- зор для их свободного теплового расширения. В безобойменных конструкциях диафрагмы крепят непосред- ственно в расточках цилиндра. В этом случае верхние половины диафрагм устанавливают в перекантованную крышку цилиндра. Для регулирования расхода пара в ЧНД теплофикационных тур- бин обычно используют поворотные диафрагмы (рис. П3.4). На диафрагме 1 обычной конструкции установлено поворотное кольцо 3, в котором выполнены два ряда окон 4 и 5. С помощью 5 57 сервомотора кольцо 3 может поворачиваться относительно диа- фрагмы 1. В закрытом положении окна кольца расположены напро- тив сопловых лопаток 2, и поэтому пар в ЧНД не проходит (есть лишь небольшой пропуск пара для охлаждения выхлопа ЧНД). При повороте диафрагмы по часовой стрелке сначала открывается про- ход пара через нижние окна, а затем через верхние, т.е. в рассмот- ренной конструкции реализуется сопловое парораспределение. Рис. П3.3. Установка нижней половины диафрагмы в обойме: 1 – диафрагма; 2 – обойма; 3 – опорные лапки нижней половины диафрагмы; 4 – радиальная шпонка; 5 – специальная шпонка Рис. П3.4. Пример конструкции регулирующей поворотной диафрагмы 1 2 3 4 5 58 Ротор Роторы активных турбин выполняют цельноковаными, с наса- женными дисками, комбинированными и сварными, ротора реак- тивных ЦВД могут быть барабанного типа. Поскольку в зоне высоких температур пара (вызывающих ползу- честь металла) затруднительно обеспечить надежную посадку дис- ков на вал, ротора ЧВД обычно являются цельноковаными, т.е. вал и диски выполняется из одной поковки. Объем пара, покидающего ЧНД, велик, и выполнение последних дисков цельноковаными потребовало бы увеличения диаметра по- ковки ротора. Поэтому в ЧНД используют сборные ротора: диски и вал изготавливают отдельно, а затем собирают в единое целое с по- мощью горячего натяга. Размер внутренней расточки диска не- сколько меньше, чем диаметр поверхности посадки вала, и перед насадкой диск разогревают так, чтобы его внутренний диаметр стал больше. После охлаждения диск плотно садится на вал. Натяг создает дополнительную напряженность в диске, и поэто- му чрезмерный натяг вреден. Вместе с тем в условиях эксплуатации возможно временное ослабление посадки диска на валу, например, когда при прогреве цилиндра диск нагреется быстрее вала. Чтобы гарантировать передачу крутящего момента в таких условиях, меж- ду диском и валом устанавливают осевые шпонки (рис. П3.5). Шпоночный паз резко увеличивает напряжения, поэтому осевые шпонки устанавливают только под легкими дисками, а для нагру- женных дисков используют торцевые шпонки, устанавливаемые между торцевой поверхностью диска и легкой насадной деталью. Для одноцилиндровых турбин небольшой мощности и в ЦСД мощных турбин применяют комбинированные роторы, имеющие цельнокованую переднюю часть и насадные диски последних сту- пеней (рис. 3.2). Роторы почти всегда выполняют с центральным отверстием (рис. 3.2). При затвердевании слитка, начинающегося с периферии, именно в его центральной зоне (и соответственно на оси будущего ротора) концентрируются вредные примеси и дефекты. Централь- ное отверстие, хотя и увеличивает напряжения в роторе, но позво- ляет удалить дефектный металл и, в процессе обслуживания турби- ны, проверять поверхность и устранять появляющиеся поверхност- ные дефекты не только снаружи, но и изнутри ротора. 59 Могут также применяться сварные роторы, которые образованы из ряда дисков, сваренных по ободам друг с другом (рис. П3.6). Рис. П3.5. Диски с осевыми шпонками: 1 – осевые шпонки; 2 – насадные дис- ки; 3 – рабочие лопатки (слева с Т-образным, справа – с вильчатым хвостом); 4 – штифты; 5 – разгрузоч- ные отверстия; 6 – фикси- рующие кольца Рис. П3.6. Сварной ротор двухпоточного ЦНД Диски ступеней, омываемые паром достаточно высокого давле- ния, имеют пароразгрузочные отверстия, снижающие осевые уси- лия (рис. П3.5). На периферии дисков выполняют пазы для установ- ки рабочих лопаток. 60 Рабочие лопатки представляют собой один из наиболее ответ- ственных элементов турбины. Лопатки подвержены изгибающему действию струи пара и значительным нагрузкам от центробежных сил. Кроме того, лопатки ЧВД подвергаются действию высоких температур, а ЧНД — эрозии, т.е. износу капельками воды, нахо- дящимися во влажном паре. Лопатки хвостами закрепляют в ободе диска несколькими спо- собами (рис. П3.5, П3.7, П3.8). Рис. П3.7. Набор лопаток с Т- образным хвостом в паз диска: 1 – диск; 2 - лопатка; 3 – оправка Рис. П3.8. Верховая посадка на диск лопа- ток с вильчатым хвостом: 1 – лопатка; 2 – седло; 3 – гребень диска; 4 – обод дис- ка; 5 – заклепки; 6 – сегмент бандажа Для повышения вибрационной надежности лопаточного аппара- та лопатки соединяются в пакеты бандажом: короткие – ленточным по их вершинам, а длинные – одним или несколькими проволочны- ми бандажами, проходящими через тело лопаток. Дополнительно периферийный бандаж позволяет уменьшить утечку пара, а бандажные связи длинных лопаток последних ступе- ней предотвращают их упругую раскрутку под действием центро- бежных сил, что сохраняет расчетное обтекание лопаток потоком пара. Таким образом, бандаж повышает КПД ступеней. Бандажные связи объединяют в пакет 6 – 14 лопаток: объедине- ние всех лопаток в один пакет не делают, так как при этом затруд- няются тепловые расширения бандажа и лопаток. Для коротких лопаток применяют либо накладные ленточные бандажи, крепление которых выполняют за счет расклепки шипа сверху лопатки (рис. П3.8), либо (для лопаток регулирующей сту- — 1 3 61 пени) – цельнофрезерованные (рис. П3.9, П3.10). На рис. П3.10 по- казаны сварные пакеты из трех лопаток для регулирующей ступени ЧВД: на полках бандажа выполнены шипы, на которые дополни- тельно надевают облегченный ленточный бандаж. Рис. П3.9. Сварной пакет из трех лопаток для регу- лирующей ступени Рис. П3.10. Пакеты рабо- чих лопаток с демпфер- ной связью б) Рис. П3.11. Установка демпферных проволочных связей на рабочих ло- патках: a — лопатка со связями; б — установка проволоки в отверстиях и ее крепление На длинных лопатках часто используют свободные демпферные проволочные связи, которые не припаиваются (рис. П3.11). За счет центробежных сил они умеренно, допуская проскальзывание, при- жимаются к поверхности отверстий в лопатках, и возникающие си- лы трения не дают развиваться интенсивным колебаниям. Соединительные муфты Роторы соединяются в валопровод муфтами. Качество изготов- ления, сборки и центровки полумуфт в значительной степени опре- деляет вибрационное состояние турбоагрегата. Наиболее простой является жесткая муфта, представляющая собой два стальных фланца, цельнокованых или насаженных на концы соединяемых валов и стянутых соединительными болтами. Жесткая муфта требует весьма точного центрирования соединяе- мых валов и не допускает его нарушения в процессе эксплуатации. 62 Для облегчения правильного соединения на одном из фланцев муф- ты выполняют выступ, а на другом — впадину. Такие центрирую- щие заточки обязательны, если жесткой муфтой соединяют два смежных вала, опирающихся на три подшипника. Полужесткая муфта (рис. 2.2) благодаря наличию линзового компенсатора допускает незначительный перелом осей соединяе- мых роторов. Гибкая муфта допускает наибольшее отклонение при центрировании роторов. Однако значительные расцентровки соеди- няемых роторов вызывают быстрый износ зубьев полумуфт и со- единительной пружины. Уплотнения По назначению уплотнения можно поделить на уплотнения, предотвращающие выход пара высокого давления из цилиндра или подсоса воздуха в вакуумную систему, и уплотнения, уменьшаю- щие утечки в проточной части. Первые называют концевыми – они уплотняют концы валов в месте их выхода из цилиндров (рис. П3.12). Ко вторым относятся: промежуточные – отделяют друг от дру- га отсеки проточной части; диафрагменные – препятствуют протеч- ке пара между диафрагмой и валом; надбандажные – препятствуют протечке пара поверх бандажа рабочей решетки (рис. П3.13). Рис. П3.13. → Утечки пара в проточной части: через диафраг- менное G1у и надбандажное G3у уплотнения и через разгрузоч- ные отверстия в диске G2у ← Рис. П3.12. Схема переднего концевого уплотнения ротора ЦВД мощной турбины: 1 – протечки пара; 2, 3, 4 – отсосы пара в по- догреватели системы регенерации; 5 – подвод уплотняющего пара от регулятора давления; 6 – отсос пара эжектором уплотнений; 7 – подсос воздуха из атмосферы 63 Конструктивно применяемые лабиринтовые уплотнения пред- ставляют собой систему острых гребней, устанавливаемых с малым зазором по отношению к сопряженной поверхности. Для повыше- ния экономичности турбины зазоры в уплотнениях должны быть возможно меньшими, однако для исключения повреждения уплот- нений или ротора (т. е. для повышения надежности работы турби- ны) зазоры не должны быть меньше определенного предела. Уплотнения сотовой конструкции (рис. П3.14) – перспективный класс лабиринтных уплотнений, допускающих задевание уплотня- ющих поверхностей без ущерба работоспособности конструкции. Рис. П3.14. Предложения по установке сотовых уплотнений Подшипники Подшипники служат для фиксации вращающегося валопровода в положении, обеспечивающем надежную и экономичную работу турбоустановки. В паровых турбинах используют только подшип- ники скольжения. Опорные подшипники воспринимают нагрузку от массы ротора, вибрационные нагрузки, возникающие при его вращении, а также обеспечивают правильное центрирование ротора относительно не- подвижных деталей и сохранение необходимых радиальных зазоров в уплотнениях. Схема опорного подшипника дана на рис. П3.15. 64 Шейка вала 1 размещается во вкладыше 2 подшипника с не- большим зазором, в который по каналу 9 из масляного бака насосом подается масло. Оно проходит между шейкой и баббитовой залив- кой 10 вкладыша 2, образуя масляную пленку, исключающую кон- такт поверхностей вала и вкладыша. Отработавшее масло через торцевой зазор между валом и вкладышем стекает в корпус (картер) 7 подшипника, откуда направляется в масляный бак. Положение шейки вала и, соответственно, валопровода опреде- ляется положением вкладыша подшипника. Для изменения его установки изменяют толщину регулировочных прокладок между вкладышем и тремя нижними колодками 8. Верхняя колодка 6 необходима для плотного зажатия вкладыша в корпусе подшипни- ка. На крышках подшипников могут устанавливать аварийные ем- кости 4 для запаса масла. Рис. П3.15. Схема опорного подшипника Рис. П3.16. Основные типы опорных подшипников: а – од- ноклиновые, б – двухклиновые, в – многоклиновые а) б) в) 65 Подшипник должен быть виброустойчивым и не реагировать на случайные возмущения, всегда возникающие при работе турбины. При цилиндрической расточке (рис. П3.16,а) боковые зазоры между шейкой вала и вкладышем в плоскости его разъема, пример- но вдвое меньше верхнего зазора, составляющего около 0,002 от диаметра шейки вала. При овальной расточке (рис. П3.16,б) боковые зазоры примерно вдвое больше, чем верхний, который составляет около 0,001 диаметра шейки вала. При быстром вращении ротора масло увлекается в клиновый за- зор между шейкой вала и расточкой вкладыша. Давление под шей- кой вала повышается и обеспечивает всплытие ротора на масляной пленке. Так как давление в масляном клине со стороны захода мас- ла больше, то при работе турбины ротор несколько смещается от центра расточки подшипника. Преимуществом овальной расточки вкладышей является то, что при подъеме ротора на масляной пленке между шейкой вала и верхним вкладышем образуется верхний масляный клин, который способствует более спокойной работе турбины. Еще большую вибрационную устойчивость обеспечивают сег- ментные многоклиновые подшипники. Упорный подшипник воспринимает результирующее осевое усилие, действующее на валопровод турбины (рис. П3.17). Рис. П3.17. Схема сегментного упорного гидродинамического подшипника скольжения 66 На валу 1 турбины выполняют упорный диск (гребень) 4, кото- рый через масляный слой опирается в зависимости от направления осевого усилия на сегменты 3 или 5, поворачивающиеся около ре- бер качания 9. Образующаяся между упорными сегментами и греб- нем масляная пленка, препятствует их контакту. Широко распространены комбинированные опорно-упорные подшипники (рис. 3.2), в которых упорная и опорная части объеди- нены. Это уменьшает длину ротора, создает более благоприятные условия для его работы и сокращает габариты турбоагрегата. Чтобы масло, подаваемое к подшипникам, не вытекало из корпу- са подшипника наружу, в месте выхода вала из корпуса устанавли- вают маслоотбойное уплотнение. Система парораспределения Поступающий к турбине пар последовательно проходит через стопорный и регулирующие клапаны, которые связаны с системами регулирования и защиты турбины. Стопорный клапан во время работы турбины полностью от- крыт. Если нормальная работа турбины нарушается и создается опасность ее повреждения, стопорный клапан от действия соответ- ствующих устройств (или вручную) быстро закрывается, прекращая впуск пара в турбину. Регулирующие клапаны управляют подачей пара в турбину: от степени их открытия изменяется нагрузка турбины. На рис. П3.18 показана система управления подводом пара с по- мощью отдельных регулирующих клапанов, направляющих пар к своим сопловым коробкам и управляемых одним сервомотором. Клапаны 5 установлены в корпусах 7, из которых пар поступает к соплам регулирующей ступени, расположенным в сопловых ко- робках 8. Каждый клапан перемещается за шток рычагами 6. Шток сервомотора 1 через систему рычагов, рейку 2 и зацепленное с ней зубчатое колесо вращает кулачковый вал 3. Кулачки 4, установлен- ные на этом валу, при его вращении открывают регулирующие кла- паны. Профили кулачков выполнены так, что регулирующие клапа- ны открываются поочередно один за другим. Такое последовательное их открытие или закрытие позволяет при сниженных нагрузках турбины исключить дросселирование пара, проходящего через полностью открытые клапаны, т.е. дроссе- лируется лишь та часть пара, которая проходит через частично от- 67 крытые клапаны. Эта система парораспределения называется сопло- вой в отличие от дроссельной, где дросселируется весь поток пара, проходящий через один регулирующий клапан (или через несколь- ко одновременно открывающихся или закрывающихся клапанов). При срабатывании защиты турбины регулирующие клапаны, как и стопорный клапан, закрываются, обеспечивая надежное перекры- тие доступа пара в турбину. Система регулирования Конденсационная турбина работает под управлением регулятора частоты вращения ротора, поддерживающего постоянную частоту вращения валопровода. Турбина с регулируемым отбором пара или противодавлением кроме того управляется регулятором давления отбираемого пара, который поддерживает в определенных пределах давление пара, идущего к потребителю. Рис. П3.18 Система парораспределения с отдельными клапанными коробками 68 Регуляторы турбины, реагируя на изменение электрической или тепловой нагрузки, соответствующим образом изменяют положение регулирующих клапанов и поворотных диафрагм (рис. П3.4.). Связь, между регуляторами и клапанами осуществляется с по- мощью специальных устройств, усиливающих импульс регуляторов и помогающих им перемещать паровпускные клапаны. Такими устройствами являются золотники и сервомоторы, в которых ис- пользуется энергия находящейся под давлением жидкости: турбин- ного масла, специального негорючего масла или конденсата, ис- пользуемых в ряде конструкций для повышения пожарной безопас- ности. Рассмотрим работу гидравлической системы регулирования турбины Ленинградского металлического завода (ЛМЗ), принципи- альная схема которой дана на рис. П3.19. При повышении частоты вращения муфта регулятора 1 переме- щается вправо (рис. П3.20). При этом слив масла из сопла диффе- ренциального поршня 3 следящего сервомотора увеличивается, давление перед ним падает и поршень, ранее находившийся в рав- новесии, смещается вправо на величину перемещения муфты регу- лятора. В этом положении поршня слив масла из его сопла достига- ет прежней величины, и поршень уравновешивается в новом поло- жении. Таким образом, дифференциальный поршень 3 следящего сервомотора перемещается в точном соответствии с перемещения- ми муфты регулятора, как бы следит за ней. Перемещение поршня 3 вызывает поворот рычага а-б вокруг точки а. При этом золотник 2 регулятора частоты вращения смеща- ется вправо, увеличивая слив масла из-под золотника 16 сервомото- ра. Золотник 16 из-за падения давления под ним перемещается вниз, открывая впуск масла, поступающего от главного масляного насоса 22 в верхнюю полость сервомотора 12. Перемещаясь вниз, поршень сервомотора с помощью рейки и кулачкового вала прикрывает ре- гулирующие клапаны 13, уменьшая впуск пара в турбину. Для прекращения движения регулирующих клапанов существует обратная связь, действие которой достоит в том, что во время пе- ремещения поршня сервомотора вниз золотник 15 системой рыча- гов 14 движется вверх, увеличивая подачу масла под золотник 16 сервомотора и тем самым смещая его в такое положение, при кото- 69 ром каналы подачи масла к сервомотору будут перекрыты и пере- мещение поршня сервомотора прекратится. Рис. П3.19. Схема регулирования и защиты конденсационной турбины ЛМЗ 1 – регулятор частоты вращения; золотники: 2 – регулятора частоты, 4 – механизма управления, 7 – стопорного клапана, 11 – регулятора безопасности, 15 – обратной связи, 16 сервомотора, 18 – исполнительного дифференциатора, 24 – для испыта- ния бойков регулятора безопасности; 3 – дифференциальный поршень следящего сервомотора; 5 – электродвигатель механизма управления; 6 – маховик механизма управление; 8, 12 – сервомоторы стопорного и регулирующих клапанов; выклю- чатели: 9 – ручной, 10 – электромагнитный; 13 – регулирующий клапан; 14 – ры- чаги обратной связи; 17 – дифференциатор; 19 – вал турбины; 20 – боек регулятора безопасности; 21 – указатели срабатывания бойков; 22 – главный масляный насос; 23 – переключатель автомата безопасности При снижении частоты вращения органы регулирования пере- мещаются в обратном направлении. 70 Если генератор включен в сеть, то частота вращения турбоагре- гата зависит от режима работы энергосистемы — соотношения сумм крутящих моментов всех турбин и тормозящих моментов всех генераторов, работающих в данной системе. В этом случае при изменении нагрузки данного турбоагрегата положения регулятора частоты вращения и дифференциального поршня 3 следящего сервомотора практически не меняются. Поднятие нагрузки турбоагрегата или ее снижение производится воздействием на механизм управления (МУТ) электродвигателем 5 со щита управления или вручную вращением маховика 6. При этом рычаг а-б поворачивается вокруг точки с, перемещая золотник 2 регулятора скорости, который подает импульс на перемещение ре- гулирующих клапанов. При значительных ускорениях вращения ротора, вызванных, например, мгновенным сбросом электрической нагрузки (отключе- нием генератора), дифференциатор 17 ускоряет прикрытие регули- рующих клапанов, предотвращая разгон турбины. В турбинах ЛМЗ используется упругий бесшарнирный регуля- тор частоты вращения (рис. П3.20). С валом турбины регулятор соединен кронштейном 1, на котором крепится ленточная пружина 3, соединенная с грузами 5. Грузы, кроме того, связаны между со- бой пружиной 2. При увеличении частоты вращения центробежная сила грузов 5 возрастает, пружина 2 растягивается, ленточная пру- жина 3 несколько выпрямляется и муфта 4 регулятора перемещает- ся вправо. Перемещение муфты регулятора используется для пере- дачи импульса паровпускным клапанам (рис. П3.19). В турбинах Уральского турбомоторного завода (ТМЗ) в качестве регулятора частоты вращения используется безрасходный насос- регулятор (импеллер). Частота вращения роторов турбин, предназначенных для приво- да электрогенераторов, составляет 3000 об/мин. Чтобы избежать недопустимого повышения частоты вращения ротора во время сбросов нагрузки или неправильной работы системы регулирова- ний, турбины снабжают регуляторами (автоматами) безопасно- сти. При повышении частоты вращения свыше ~10% номинальной (т.е. ~3300 об/мин) регулятор безопасности должен воздействуя на систему парораспределения автоматически прекратить доступ пара 71 в турбину, поскольку при большей частоте возможно повреждение ротора (обрыв бандажей, лопаток, возникновение трещин и др.). Основной узел регулятора безопасности – боек (кольцо) 2, уста- новленный в выточке вала 3 с эксцентриситетом 5 и удерживаемый в первоначальном положении пружиной 4 (рис. П3.21). Рис. П3.20. Бесшарнирный регулятор частоты враще- ния: 1 – кронштейн, 2 – пружина; 3 – ленточная пружина; 4 – муфта; 5 – груз По достижении, предельной частоты вращения неуравновешен- ная центробежная сила, преодолевает натяжение пружины и боек, выдвигаясь, ударяет по скобам регулятора, что вызывает перемеще- ние золотников, связанных маслопроводом со стопорным и регули- рующими клапанами, и быстрое закрытие последних (рис. П3.19). При необходимости быстрое закрытие стопорного и регулирую- щих клапанов может быть выполнено перемещением ручного вы- ключателя 9 или воздействием на электромагнитный выключатель 10 (см. рис. П3.19). Работа турбины с неиспытанным или неисправным регулятором безопасности не допускается. Вспомогательное оборудование турбоустановки Рис. П3.21. Автомат безопасности турбин ЛМЗ: 1 – регулирующая гай- ка; 2 – бойки; 3 – передний конец ро- тора турбины; 4 – пружина; 5 – центр тяжести бойка 72 Работа паровой турбины обеспечивается вспомогательным обо- рудованием, к которому относятся масляная система, конденсаци- онное устройство, система регенерации тепла, насосы и пр. Масляная система обеспечивает подачу масла к подшипникам и органам регулирования. Поступающее к подшипникам масло яв- ляется не только смазкой, оно также охлаждает шейки ротора и вкладыши подшипников. В системе регулирования масло служит для передачи импульсов регуляторов, а также выполняет функцию рабочего тела, перемещая поршни сервомоторов клапанов. На рис. П3.22 приведена схема смазки турбоагрегата с главным масляным насосом 1, установленным на валу турбины, в которой турбинное масло используется также в системе регулирования. Рис. 1.25. Схема смазки турбо- агрегата с масля- ным насосом, установленным на валу турбины Рис. П3.22. Система смазки 73 Масло из масляного бака 2 после охлаждения в маслоохладите- лях 5 подается в системы смазки (на подшипники) и регулирования. Нагревшееся в подшипниках 6 масло стекает самотеком в маслобак. Маслобак располагают ниже отметки обслуживания турбины со стороны, противоположной генератору. Для создания гарантиро- ванного подпора на всасывающей стороне главного масляного насоса устанавливают инжекторы 3 и 4 — струйные насосы. При пуске турбины системы смазки и регулирования обеспечи- вает пусковой масляный насос 7, приводимый электродвигателем. При падении давления в системе смазки реле давления 8 вклю- чает электродвигатель переменного тока, питаемый от шин соб- ственных нужд станции, который приводит в действие резервный насос 9. Для гарантированной подачи масла на смазку в случае не- включения резервного насоса служит аварийный электронасос 10 постоянного тока, питаемый от аккумуляторной батареи, находя- щейся под постоянной подзарядкой. С ростом мощности турбин и начальных параметров пара повы- силось и давление в системе регулирования, что увеличило опас- ность разрыва маслопроводов и возникновения пожара. Поэтому в мощных турбинах системы смазки и регулирования разделены: в первой применяется органическое турбинное масло, а во второй — негорючие синтетические масла или конденсат. Каждая из этих си- стем имеет свои насосы, размещение которых на валу турбины в корпусе подшипника не рационально, поэтому их располагают вда- ли от турбины, используя для привода электродвигатели. Маслоохладители состоят из пучка тонких латунных трубок, закрепленных в трубных досках вальцовкой. По трубкам проходит охлаждающая вода (от входной к выходной водяной камере), а мас- ло движется внутри корпуса в пространстве между трубками. Масляный бак (рис. П3.23) разделен промежуточными филь- трующими перегородками на три отсека: грязный 1, промежуточ- ный 2 и чистый 3. Масло от подшипников поступает в грязный от- сек на медную сетку с мелкой ячейкой, затем через фильтры грубой очистки проходит в промежуточный отсек. Чистый отсек отделен от промежуточного сетчатыми фильтрами тонкой очистки. Бак имеет поплавковый указатель уровня 6 с электрической сигнализацией при крайних допустимых верхнем и нижнем уровнях поплавка. 74 Поочередное извлечение сеток фильтров позволяет производить их чистку в процессе работы турбоагрегата. Дно маслобака имеет уклон для возможности периодического слива шлама, воды и грязи. Схема конденсационной установки приведена на рис. П3.24. Рис. П3.23. Схема масляного бака Рис. П3.24. Схема конденсационной установки Подача охлаждающей воды в трубную систему конденсатора 1 производится циркуляционным насосом 2. Образующийся конден- сат откачивается конденсатным насосом 3 и подается в систему регенерации. Удаление воздуха, который попадает в паровое про- странство конденсатора через неплотности узлов, находящихся под вакуумом, осуществляется эжекторами 4. Схема поверхностного конденсатора приведена на рис. П3.25. 1 75 Рис. П3.25. Схема поверхностного конденсатора К фланцам корпуса 1 присоединены трубные доски 2 и 14, в от- верстиях которых развальцованы трубки 15, образующие охлажда- ющую поверхность. К внешним поверхностям трубных досок кре- пятся передняя 3 и задняя 13 водяные камеры. Передняя водяная камера 3 разделена перегородкой 6 на два отсека. Охлаждающая вода по трубопроводу 4 поступает в нижний отсек, проходит по трубкам нижней половины конденсатора, поворачивает в камере 13 на 180°, проходит через трубки верхней половины конденсатора и удаляется из верхнего отсека передней водяной камеры через тру- бопровод 5. В рассмотренной конструкции вода совершает два хо- да, поэтому конденсатор называется двухходовым. Возможно большее число ходов (до четырех), а самые крупные конденсаторы для конденсационных турбин выполняются одноходовыми. Паровое пространство конденсатора, в котором расположены трубки 15, посредством переходного патрубка (горловины) 7 соеди- нено с выходным патрубком турбины. Пар из ЧНД (по стрелке 9) поступает на трубную систему и дви- жется к патрубку 18 отсоса неконденсирующихся газов; спускаясь вниз конденсируется на трубках, обходит продольный щит 17 и по- ступает на трубный пучок воздухоохладителя 19. Конденсат пара собирается в конденсатосборнике 16, откуда от- качивается конденсатным насосом. В выходном патрубке турбины размещают приемно-сбросное устройство для увлажнения и дрос- 76 селирования пара 12, поступающего из редукционных установок (БРОУ), а также выводные трубы 11 пара 10 из камеры отбора на ПНД (по стрелке 8). Обычно в конденсаторе применяют трубки диаметром 22 – 28 мм при толщине стенки 1 мм. Расстояние между трубными досками достигает 9 м и более, поэтому между ними трубки поддерживают- ся рядом промежуточных перегородок. Водяные камеры закрываются крышками. Корпус конденсатора опирается на пружинные опоры, которые создают возможность свободного теплового расширения выхлопно- го патрубка турбины и самого корпуса конденсатора. Система регенерации теплоты. Для повышения экономичности турбоустановки конденсат (пи- тательная вода) перед котлом подогревается паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Подогрев основного конденсата осуществляется в ПНД, включенных между конденсатным насосом и деаэратором; питательная вода подогревается в ПВД, включенных между питательным насосом и котлом (рис. П1.1). ПНД бывают поверхностными и (один или два первых по ходу конденсата) смешивающими. ПВД – только поверхностными. В поверхностных подогревателях греющий пар и нагреваемая среда (конденсат или питательная вода) разделены стенкой трубок. Теплота конденсирующегося в межтрубном пространстве пара пе- редается воде через металл трубок. В смешивающих (контактных) подогревателях конденсирующийся греющий пар и нагреваемая среда вступают в непосредственный контакт и смешиваются. На рис. П3.26 показана типичная конструкция ПНД поверхност- ного типа с одной трубной доской. Нагреваемый конденсат посту- пает в водяную камеру, разделенную вертикальной перегородкой на две половины и отделенную от парового пространства трубной дос- кой с завальцованными в нее латунными U-образными трубками. Конденсат, пройдя по трубкам, поступает во вторую половину водяной камеры и оттуда — в следующий подогреватель. Греющий пар, омывая трубки, конденсируется и стекает вниз. Для лучшего теплообмена пучок трубок снабжен специальными перегородками. Для нормальной работы ПНД из его парового про- странства необходимо постоянно удалять неконденсирующиеся га- зы, поэтому паровое пространство ПНД соединяют трубопроводом 77 с паровым пространством ПНД с меньшим давлением (конденсато- ром или с эжекторной установкой). Водяной объем конденсата греющего пара, образующегося в нижней части ПНД, соединен либо с водяным объемом соседнего подогревателя с меньшим давлением, либо с входом дренажного насоса, подающего конденсат в линию основного конденсата. В корпусе ПНД также имеется штуцер для приема конденсата из подогревателя с большим давлением пара. На рис. П3.27 показана типовая конструкция ПВД с коллектор- ной системой. В корпусе расположена трубная система, состоящая из четырех вертикальных стояков, между которыми расположены нагревательные спирали, выполненные из стальных трубок, и вер- тикальной центральной отводящей трубы. Все соединения выпол- нены сваркой, что обусловлено высоким давлением нагреваемой питательной воды. а) 5 78 Рис. П3.26. Подогреватель с трубной до- ской: 1 — водяная камера; 2 — трубная доска; 3 —U-образные трубки; 4 — под- вод греющего пара; 5 — защитный щит; 6, 7 — входной и выходной патрубки основного конденсата; 8 — направляю- щие перегородки; 9 — отсос воздуха; 10, 12 — подвод дренажа и неконденси- рующихся газов из верхнего подогрева- теля; 11 — водомерное стекло; 13 — слив конденсата греющего пара; 14 — штуцер для опорожнения б) Рис. П3.27. Подогреватель с кол- лекторной системой а — кон- струкция подогревателя; б — навивка спиральных труб; 1 — подвод греющего пара; 2 — охла- дитель пара; 3 — поверхности основного подогревателя; 4 — охладитель дренажа; 5 — коллекторы питательной воды; 6 — отвод конденса- та греющего пара; 10, 11 — подвод и отвод питательной воды Греющий пар поступает в ПВД по трубопроводу сверху и дви- жется навстречу нагреваемой воде. Паровое пространство ПВД, занятое греющим паром, конструк- тивно разделено на три зоны: верхняя (где от горячего пара отнима- ется часть теплоты перегрева) называется охладителем пара, сред- няя (где происходит конденсация пара) — основной поверхностью и нижняя — охладителем конденсата греющего пара. Охлажденный конденсат отводится либо в ПВД с более низким давлением, либо в деаэратор. Как и ПНД, ПВД оборудован штуцерами для приема конденсата и паровоздушной смеси из подогревателя с более высоким давлени- ем и для сброса паровоздушной смеси в подогреватель с более низ- ким давлением. Регенеративные подогреватели снабжают указателями уровня конденсата греющего пара и системами сигнализации и защиты от его превышения. Деаэратор В деаэрационной колонке деаэратора происходит деаэрация ос- новного конденсата (удаление коррозионно-активных газов) и его нагрев, т.е. деаэратор работает как регенеративный подогреватель смешивающего типа (рис. П3.28). 79 Рис. П3.28. Схема двухступенчатой струйно-барботажной деаэрацион- ной головки деаэратора ТЭЦ с попе- речными связями: 1 — подвод кон- денсата для деаэрации; 2 — смеси- тельно-распределительное устройство; 4 — перфорированная тарелка; 5 — водоперепускной лист; 6 — перфорированный лист барбо- тажного устройства; 7 — сливные трубы; 8 — бак-аккумулятор; 9 — горловина бака; 10 — коллектор по- дачи греющего пара; 11 — поддон; 12 — пароперепускные трубы; 13 — сегментное отверстие; 14 — корпус; 15 — отвод выпара В аккумуляторном баке, на котором устанавливается деаэраци- онная колонка, создается запас питательной воды для котла. Деаэрация происходит на струйном и барботажном устройствах (расположенных в верху и внизу колонки соответственно) при кон- такте подаваемого снизу греющего пара и поступающего сверху конденсата (рис. П3.28). Насосы. Для подачи воды и масла на ТЭС, как правило, применяют цен- тробежные насосы. Только крупные циркуляционные насосы вы- полняют осевыми. Циркуляционные насосы предназначены для подачи в конденса- тор большого количества воды при сравнительно невысоком напо- ре, поэтому их выполняют одноступенчатыми. Конденсатные насосы выполняют с числом ступеней 3 – 5. Кор- пуса этих насосов обычно имеют горизонтальный разъем. Питательные насосы высокого и сверхвысокого давления для большей надежности, как правило, выполняют двухкорпусными: внутренний корпус располагается внутри толстостенного внешнего корпуса. Число ступеней 6 – 12. Во избежание попадания воды из напорных трубопроводов во всасывающие при внезапной остановке насоса на его напорном патрубке устанавливают обратный клапан. 80 Для регулирования частоты вращения питательные насосы в не- которых случаях снабжают гидромуфтами, что повышает эконо- мичность работы насоса при его частичной производительности. Питательные насосы передают подаваемой к котлу воде большое количество энергии. Они приводятся во вращение мощными элек- тродвигателями или специальными приводными паровыми турби- нами, для работы которых используется пар, отбираемый из основ- ной паровой турбины. Эти насосы даже кратковременно не могут оставаться без расхо- да воды, поэтому предусматривается трубопровод рециркуляции питательной воды, соединяющий напорный патрубок питательного насоса с деаэратором. Учебное издание ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Лабораторный практикум для студентов специальности 1-43 01 04 «Тепловые электрические станции» В 2 частях Ч а с т ь 1 С о с т а в и т е л ь КАЧАН Светлана Аркадьевна Редактор К. П. Юройть Компьютерная верстка Н. А. Школьниковой Подписано в печать 30.11.2012. Формат 6084 1/16. Бумага офсетная. Ризография. Усл. печ. л. 4,65. Уч.-изд. л. 3,64. Тираж 100. Заказ 791. Издатель и полиграфическое исполнение: Белорусский национальный технический университет. ЛИ № 02330/0494349 от 16.03.2009. Пр. Независимости, 65. 220013, г. Минск.