Расчет турбины К-200-130

     Таким образом, сопоставление реальных гармоник вибраций опор ротора высокого давления турбины, частотного спектра пульсаций  давления за регулирующими клапанами  и результатов расчета собственных  частот клапанной системы показало взаимную обусловленность рассматриваемых процессов, резонансную возбуждаемость от неуравновешенности ротора и наличие автоколебательных процессов в сопловой коробке.

     Одним из основных результатов данной работы следует считать вывод о том, что виброактивность регулирующих клапанов можно идентифицировать с пульсациями давления в сопловых коробках. Они, в свою очередь, характеризуются частотой и амплитудой. Спектр частот в зависимости от режима эксплуатации энергоблока оказался достаточно широким и включает как низкочастотные составляющие, так и высокочастотные гармоники. Из-за многообразия частотных характеристик пульсаций давления использовать их для однозначной идентификации виброактивности регулирующих клапанов затруднительно. Поэтому наиболее целесообразным следует считать выбор в качестве признака повышенной виброактивности РК уровень амплитуды пульсаций давления. В системе мониторинга превышение амплитуды сверх установленного предельного значения может служить сигналом для реализации мер, способствующих снижению виброактивности РК.

     В период эксплуатации основной мерой  является изменение режима по нагрузке энергоблока. Как показали результаты исследования, зачастую достаточно небольшого изменения мощности турбины для  снижения уровня пульсаций в клапанах. Предлагаемый признак является универсальным, так как охватывает весь спектр частот. Его можно выполнить по нескольким характерным диапазонам последних в зависимости от уровней пульсаций, которые должны формировать в системе мониторинга контролирующие команды. Не менее важным при решении рассматриваемой задачи является выбор алгоритма обработки сигналов, учитывающего особенности временных и частотных характеристик пульсаций давления в сопловых коробках. Поскольку форма и частотный состав пульсационных процессов в зависимости от характера возбуждающих сил и условий их передачи к первичному измерительному преобразователю определяются, как правило, комбинацией случайных и периодических колебаний, то необходим параметр, объективно оценивающий интенсивность пульсаций давления. Исполнителями для разрабатываемого канала системы мониторинга принято считать среднее квадратичное отклонение s (с.к.о.). Этот параметр наиболее полно удовлетворяет требованиям качественной оценки при измерении случайных и полигармонических процессов, не зависит от фазовых соотношений сигналов и является их энергетической характеристикой.

     В заключении следует сказать, что использованные в данном исследовании технические средства регистрации и преобразования пульсаций давления обладают достаточной надежностью и стабильностью метрологических характеристик. Они могут служить основой для формирования измерительного канала в системе вибромониторинга турбоагрегата.

 

     

Характеристика  турбины К-200-130

     Паровая конденсационная турбина типа К-200-130 без регулируемых отборов пара, с промежуточным перегревом пара и регенеративным устройством мощностью 200 МВт (номинальная), до 215 МВт (максимальная), предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока частотой 50 Гц, при работе блока с котлом 670 т/ч.

     Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева  питательной воды в подогревателях низкого давления, деаэраторе и подогревателях высокого давления до 240 ˚C, при номинальной нагрузке турбины. Допускаются дополнительные отборы пара сверх отборов на регенерацию.   Турбина допускает длительную работу при одновременных отключениях (в любых состояниях) параметров от номинальных в следующих пределах:

Начальное абсолютное давление пара

12,26-13,24 МПа

Начальная температура пара

555-570 ˚C

     Турбина также допускает кратковременную  работу (не более 30 мин) при отключении давления свежего пара (13,24-13,73 МПа), начальной температурой и температурой пара после промперегрева 571-575сС. Суммарная  продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 часов в год.

     Турбина представляет собой одновальный  агрегат, состоящий их 3 цилиндров: цилиндра высокого давления(ЦВД), который имеет 12 ступеней.

     Промперегрев  осуществляется между ЦВД и цилиндром  среднего давления (ЦСД),     имеющим 11 ступеней. Цилиндр низкого давления(ЦНД) двухпоточный и имеет по 4 ступени в каждом потоке. Длина рабочей части лопаток последней ступени 740 мм.

При среднем  диаметре 2091 мм. Суммарная торцевая площадь одного полуторного выхлопа(включая верхний ярус последней ступени и последнюю ступень) составляет 7,64 м, а всего агрегата 15,28 м. Ротор высокого давления - цельнокованный. В роторе среднего давления первые 7 дисков откованы заодно с валом, четыре последних диска посадочные. Ротор высокого и среднего давления соединены между собой жёсткой муфтой и имеют общий средний подшипник. Роторы среднего и низкого давления соединены полугибкой муфтой. Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подводится к двум отдельно стоящим паровым коробкам, в которых расположены клапана автоматического затвора. Из последних пар поступает по пароперепускным трубкам в паровые коробки регулирующих клапанов, вваренные в переднюю часть ЦВД. Паровпуск в ЦВД находится у стороны среднего подшипника. Соответственно этому лопаточный аппарат ЦВД выполняется осевого вращения.

     После ЦВД пар направляется в промежуточный  промперегреватель, а затем возвращается в турбину через стопорные  и регулирующие клапаны ЦСД. Последние  установлены непосредственно в  цилиндре. Из ЦСД пар поступает, по 2 перепускным трубам, в среднюю часть ЦВД, в которой разветвляется на два потока. Каждый из потоков, пройдя соответствующую половину цилиндра, поступает в свой конденсатор. Оба конденсатора присоединяются к выхлопным патрубкам цилиндра путём сварки.

     При отключении генератора или закрытии автоматических затворов должно производиться  опорожнение промперегревателей котла  путём автоматического открытия задвижек (время открытия не более 90 сек.) на оборотных линиях или горячих  нитках промперегревателя в приёмное устройство конденсатора, помимо линии сброса пара из котла. Фикспункт турбины расположен на средней раме передней части ЦНД и расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника и незначительно в сторону генератора. Допускается промывка влажным паром проточной части турбины при пуске из холодного состояния. Так же допускается промывка влажным паром, пуск в работу через любое время после её остановки, что обеспечивается наличием валоповоротного устройства, вращающегося ротора турбины с частотой вращения 3,4 об/мин. Ориентировочное минимальное время пуска турбины из различных тепловых состояний (от толчка до взятия номинальной нагрузки) равно из холодного состояния-         6 ч. 00 мин; через 48 часов простоя- 4 ч. 30 мин; через 24 часа простоя- 2 ч. 20 мин; через 6-8 часов простоя- 1 ч. 00 мин. 

 

1.Составление  принципиальной тепловой  схемы

блока и её описание

     Принципиальная  тепловая схема блока характеризует  сущность основного технологического процесса преобразования и использования энергии рабочего тела электростанции. На паротурбинном энергоблоке эта схема включает: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором. Принципиальная тепловая схема включает также насосы для перекачки рабочего тела (теплоносителя) и вспомогательное оборудование: питательные насосы котла, конденсатные насосы турбины, регенеративные подогреватели.

     Основное  и вспомогательное тепловое оборудование объединяется в принципиальной тепловой схеме линиями трубопроводов  для воды и пара в соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке.

     В принципиальной тепловой схеме блока  несколько одинаковых агрегатов  и установок изображаются одним  агрегатом или установкой; резервное  оборудование в эту схему не вьслючают; в ней показывают лишь принципиальные связи (коммуникации) между оборудованием, необходимые для осуществления основного технологического процесса.

     Блок 200 МВт имеет одноступенчатый  промежуточный перегрев пара. Турбоагрегат К-200-130 ЛМЗ имеет три цилиндра: высокого (ЦВД), среднего (ЦСД) и низкого давления (ЦНД). Цилиндр среднего давления, в свою очередь, состоит из ЦСД и ЦНД, рассчитанного на пропуск одной трети расхода пара в конденсатор; цилиндр низкого давления - двухпоточный. Начальные параметры пара взяты соответствии по номинальным значениям 12,75 МПа, 545 °С, промежуточный перегрев пара при давлении 1,9 МПа и температуре 545 °С на выходе из ЦВД, конечное давление 0,0035 МПа. Котел барабанного типа. Предусмотрено восемь регенеративных отборов пара из турбины. В схему включены: три регенеративных подогревателя высокого давления; деаэратор 1,0 МПа, питаемый паром из четвертого отбора и четыре регенеративных подогревателя низкого давления поверхностного типа. Из ПВД дренаж сливается каскадно в деаэратор; из ПНД №5 в ПНД №6 каскадно в ПНД №7, а из ПНД №8 - в конденсатор турбины.

     

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

2. Расчет принципиальной  тепловой схемы  при номинальном  режиме

2.1. Баланс пара и  конденсата в схеме  станции