Паротурбинные установки АЭС В настоящем курс для

Зарегистрируйтесь, чтобы просмотреть полный документ!

Паротурбинные установки АЭС

В настоящем курс для обучаемых изложены сведения, необходимые для изучения назначения и режимов работы турбоустановок АЭС, а также технические характеристики и принцип действия узлов и элементов. Настоящей кус может быть использован для начальной и продолженной подготовки оперативного персонала турбинного цеха.

Цели обучения ØОбъяснить принцип работы паротурбинной установки. ØСравнить принцип работы активной и реактивной ступени. ØОбъяснить особенность работы турбины на насыщенном паре. ØПеречислить способы увеличения мощности турбины. ØПеречислить потери, возникающие в паровой турбине. ØНарисовать цикл паротурбинной установки на насыщенном паре в Т-S диаграмме. ØНарисовать процесс расширения пара в проточной части турбины. ØОписать условия работы и устройство: рабочих лопаток, валопровода, статора. ØПривести причины и последствия нестационарных режимов и вибрации. ØНазвать характерные причины аварий лопаток. ØОбъяснить назначение регенеративных отборов турбины.

Многоступенчатые паровые турбины

Паровые турбины в промышленности Классификация

Паровые турбины в промышленности Маркировка ТЭС: 1. К-300 -240 -2 ХТГЗ - конденсационная турбина номинальной мощностью 300 МВт, номинальным начальным давлением 240 кгс/см 2 второй модификации, Харьковского турбогенераторного завода. 2. К-1200 -240 ЛМЗ - конденсационная, Nном=1200 МВт, p 0=240 кгс/см 2 Ленинградского металлического завода. АЭС: 1. К-1000 -60/1500 -1 ХТГЗ - конденсационная турбина номинальной мощностью 1000 МВт, номин. начальным давлением 60 кгс/см 2, номин. частотой вращения 1500 об/мин, первой модификации, Харьковского турбогенераторного завода. (ВВЭР) 2. К-500 -65/3000 ХТГЗ - конденсационная, Nном=500 МВт, p 0=65 кгс/см 2, n=3000 об/мин, ХТГЗ. (РБМК)

Принцип работы Турбина (от латинского turbo–вихрь, вращение с большой скоростью) - первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа - ротора и непрерывным рабочим процессом, преобразующий в механическую работу кинетическую энергию подводимого рабочего тела - пара, газа или воды. Совокупность неподвижной и вращающейся решеток называют турбинной ступенью. В неподвижной решетке происходит преобразование потенциальной энергии пара в кинетическую, и поэтому эту решетку обычно называют сопловой (иногда называют направляющая решетка). Во вращающейся решетке кинетическая энергия пара преобразуется в энергию вращения ротора.

Преобразование энергии в турбинной ступени В ступени турбины тепловая энергия пара преобразуется в кинетическую энергию потока, а последняя - в механическую энергию. В паровых турбинах реактивность ступени - это отношение располагаемого теплового перепада рабочей решетки к располагаемому тепловому перепаду ступени: Процесс расширения пара в ступени

• Активная ступень Процесс понижения энтальпии (теплосодержания) пара происходит при его расширении в неподвижном канале, сопле. Здесь скорость движения пара увеличивается и происходит превращение потенциальной энергии пара в кинетическую. Распределение давления по профилю рабочей лопатки Схема активной ступени

• Реактивная ступень Турбины, в которых превращение потенциальной энергии в кинетическую и последней в механическую работу происходит в одном и том же аппарате, называются реактивными. Схема реактивной ступени Окружное усилие: Мощность, развиваемая потоком пара на рабочих лопатках:

• Ступени скорости и ступени давления Условием высокого КПД ступени является ее выполнение с оптимальным отношением скоростей u/с = 0, 5. Условия прочности вращающегося ротора ограничивают окружную скорость величиной u = 180 – 200 м/сек. с= 400 м/сек Н 0 = с2/2 = 80 к. Дж/кг Для использования всего располагаемого теплоперепада применяют многоступенчатую конструкцию турбины. Ступени скорости (регулирующие ступени) используются применении соплового парораспределения. Регулирующая ступень обычно выполняется увеличенного диаметра. Это позволяет увеличить окружную скорость и сработать в ступени больший теплоперепад, что уменьшает число ступеней следующих за ней. Мощные турбины атомных станций выполняют с дроссельным парораспределением, поэтому их проточная часть состоит только из ступеней давления. После ступени скорости применяют ступени давления, которые представляют собой ряд одноступенчатых турбин, включенных последовательно друг за другом. Пар расширяется последовательно в каждой ступени. В каждой ступени используется только часть всего теплового перепада и скорость на входе в ступень будет соответственно меньше чем, в одноступенчатой турбине. Можно значительно снизить частоту вращения, сохраняя наивыгоднейшие условия работы ступени.

• Потери в паровой турбине Потери трения диска Потери от парциальности подвода пара Потери от влажности x. BЛ = а yср Потери с утечками

• Потери в паровой турбине С учетом всех потерь энергии в ступени полезно использованный тепловой перепад определяется следующим образом: . Экономичность ступени в целом оценивается внутренним относительным КПД: Внутренняя мощность, развиваемая ступенью:

• Контрольные вопросы: ØИз каких элементов состоит ступень турбины? ØКак кинетическая энергия потока пара преобразуется в механический крутящий момент ротора турбины? ØЧем отличаются ступени активного и реактивного типов? ØЧто такое степень реакции? ØКакая из ступеней активная или реактивная срабатывает больший теплоперепад при одинаковом диаметре, частоте вращения и оптимальном выполнении? ØВ какой ступени активной или реактивной потери на утечки будут больше? ØКакая основная характеристика турбинной ступени определяет ее экономичность? ØКаковы преимущества турбины многоступенчатой конструкции? ØКакие потери учитывает относительный лопаточный КПД турбины?

Элементы тепловой схемы

Отборы турбин Многоступенчатые турбоустановки выполняют с отборами пара из проточной части. Регенеративный подогрев позволяет повысить тепловую экономичность энергоблока, увеличивая термический КПД цикла. Турбины большой мощности имеют, как правило, 6 - 8 не регулируемых регенеративных отборов. Применение регенеративных отборов снижает расход пара на последние ступени турбины. При этом снижается нагрузка рабочих лопаток последней ступени и появляется возможность увеличения максимальной мощности выхлопа и увеличения единичной мощности турбины. Для турбины К-1000 -60/3000 расчетный расход свежего пара составляет D 0 = 5870 т/час, расход пара в конденсатор, при включенной системе регенерации, составляет Dк = 3074 т/час.

Конденсационные установки Замкнутость пароводяного цикла электростанций предопределяет необходимость конденсации всего расхода пара, проработавшего в турбине. Процесс конденсации происходит вследствие отдачи охлаждающей среде теплоты конденсации пара, равной теплоте парообразования. Характеристики водяного пара таковы, что, добиваясь расширения пара в турбине до давлений, меньших атмосферного, можно увеличить срабатываемый теплоперепад в турбине на 25 - 30 % в зависимости от начальных параметров пара. Процесс конденсации пара и нагрева охлаждающей воды в конденсаторе Приближенная численная зависимость термического КПД паротурбинной установки от конечного давления пара такова, что изменение вакуума на 0, 01 кг/см 2 приводит к изменению экономичности более чем на 1 %.

Предельный и экономический вакуум Глубокий вакуум в конденсаторе при неизменных параметрах цикла большее количество охлаждающей воды увеличенная производительность основных эжекторов Дополнительный расход э/энергии Экономический вакуум - давление в конденсаторе, при котором в заданном режиме работы турбоустановки достигается наибольшая ее экономичность. Предельный вакуум характерен перерасходом электроэнергии на привод циркуляционных насосов и ростом напряжений изгиба в рабочих лопатках последней ступени турбины.

При определенных условиях расход энергии на циркуляционные насосы и эжектора может полностью покрыть или даже превысить прирост энергии. к нулю выгоду от углубления вакуума экономичность турбоустановки

Предельный вакуум характерен перерасходом электроэнергии на привод циркуляционных насосов и ростом напряжений изгиба в рабочих лопатках последней ступени турбины.

Контрольные вопросы ØКакие функции выполняют регенеративные отборы? ØКак влияет применение регенеративных отборов на экономичность энергоблока? ØНазовите основные функции конденсатора. ØЧем вредны присосы воздуха в конденсатор? ØКак влияет величина вакуума в конденсаторе на экономичность турбоустановки? ØЧто такое переохлаждение конденсата и чем оно вредно? ØОт чего зависит величина вакуума в конденсаторе?

Особенности турбинных установок на влажном паре

Сепарация В любых паровых турбинах приходится иметь дело с работой на влажном паре. Внутренний относительный КПД турбины Увеличение средней влажности пара на 1% приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины примерно тоже на 1%. Тепловая экономичность Необходимость сепарации: Приобретают скорость меньшую, чем скорость пара, которая направлена навстречу окружной скорости. Капли влаги, особенно крупные, протекают через ступень по своим траекториям, отличным от течения пара. Они вызывают тормозящий эффект. Конструкция влажнопаровых турбин должна предусматривать отвод влаги из проточной части. Эрозионное воздействие на лопатки турбины. Наличие внешних сепараторов и внутри турбинные сепарационные устройства.

Сепарация приводит к: Ø уменьшению эрозии вращающихся лопаток и неподвижных деталей; Ø снижению динамического заброса частоты вращения ротора при сбросе нагрузки и испарении пленок жидкости с поверхностей элементов турбины; Ø повышению экономичности ступеней. Организация внутритурбинной сепарации влаги Значительная часть влаги отбрасывается к корпусу по поверхности лопаток рабочего колеса. Сепарационные устройства располагают непосредственно за рабочим колесом. срез части бандажа Система ловушек для влаги: входная щель + полость камера регенеративного отбора Эффективность Унос влаги…

Способы внутритурбинной сеппарации Активные методы: Пассивные методы: Øвысокохромистые стали; Øтермообработка поверхностей; Øэлектроискровое упрочнение поверхностей; Øнапайки их твердых сплавов; Øлопатки из титановых сплавов Повышение надежности ТУ Уменьшение эрозии проточной части ТУ Выводы: Увеличивается КПД ТУ Уменьшается влажность пара Уменьшается эрозия Уменьшается тепловая экономичность Необходимость увеличивать расход пара на ТУ Сепарация применяется не на всех ступенях, а там где влажность достигает более 5%

Выносная сепарация и промежуточный перегрев Допустимая влажность после отдельных цилиндров турбины зависит, прежде всего, от величины окружной скорости, то есть от высоты лопатки рабочего колеса и числа оборотов машины. Высота лопатки 1500 мм: 1500 об/мин Ук=13 -14 % 3000 об/мин Ук=7 -8 % Высота лопатки 780 мм: 3000 об/мин Ук=13 -14 % комбинированная схема с выносной сепарацией и паровым промежуточным перегревом пара За ПП: Против ПП: Понижается влажность пара в конце процесса расширения в турбине и тем самым удается избежать или, по крайней мере, уменьшить эрозионный износ лопаток последних ступеней. Повышение относительного внутреннего КПД последующей части турбины вследствие уменьшения потерь от влажности. Применение сепаратора позволяет: Эквивалентная температура дополнительного цикла будет ниже эквивалентной температуры основного цикла, поэтому паро-паровой промперегрев не повышает, а, наоборот, снижает теоретический КПД всего цикла. Øснизить влажность пара с 8 -14 % до 1 -2 % Øизбежать затрат теплоты греющего пара на предварительную осушку. Сочетание сепаратора и перегревателя называют СПП

Процесс расширения пара ТУ с СПП Промежуточный перегрев осуществляется свежим паром Температура перегрева будет ниже начальной температуры свежего пара

Турбины с пониженной частотой вращения Насыщенный пар (низкие начальные параметры) «Небольшой» располагаемый теплоперепад ПРОБЛЕМЫ Турбины АЭС в сравнении с турбинами ТЭС Проблема пропускной способности выхлопов турбины Рост скоростей пара на выходе из последней ступени Рост потерь с выходной скоростью Требуется большее количество пара Решения проблемы: N=1500 об/мин Габаритные размеры ТУ Увеличение числа выхлопов Площадь выхлопа Снижение термического КПД Увеличение давления в конденсаторе Большие напряжения: Увеличение высоты последних лопаток Обеспечение механической прочности улучшается КПД ЦНД Увеличение высоты последних лопаток Габаритные размеры ТУ Пониженная скорость входа на рабочие лопатки Стоимость ОГ

Контрольные вопросы ØВ чем особенность работы турбины на влажном паре? ØЧто такое внутриканальная сепарация? ØС какой целью производится удаление влаги из проточной части турбины? ØВ каких случаях применяется внутриканальная сепарация? ØЧто такое СПП? ØС какой целью между ЦВД и ЦНД турбины устанавливают СПП? ØКак влияет сепарация и промперегрев на экономичность турбоустановки? ØПокажите процесс расширения пара в турбине насыщенного пара. ØКакой уровень влажности должен поддерживаться при расширении пара в проточной части турбины? ØС какой целью изготавливают турбины с пониженной частотой вращения? ØКакие преимущества и недостатки имеют турбины с пониженной частотой вращения?

Условия работы рабочих лопаток

Общее устройство Бандаж рабочего колеса Надбандажное уплотнение Ротор турбины Узел крепления диафрагмы к корпусу цилиндра турбины Лопатки рабочего колеса Каналы внутритурбинной сеппарации влаги Камеры отборов Элементы центровки диафрагмы

Конструкция рабочих лопаток Основными элементами рабочей лопатки являются профильная или рабочая часть (2), обтекаемая паром, и хвостовик (3), с помощью которого лопатка крепится на диске. Бандажом (1) или проволочными связями лопатки объединяются в пакеты. Конструкция рабочей части лопатки 1 Первые ступени ЦВД: лопатки обычно выполняются с постоянным по высоте профилем. 2 Ступени ЦНД: профильная часть лопатки выполняется закрученной, переменного поперечного сечения, плавно утоняющегося от корня к периферии. Для последних ступеней ЦНД отношение площадей корневого сечения к периферийному достигает 7 - 10, закрутка профиля 65 - 70°. На базе созданной лопатки предельной длины строится серия турбин различной мощности и назначения. 3

Конструкция хвостовика лопатки Хвостовик ответственный элемент лопатки. Хвостовые соединения должны быть легкими, так как их центробежная сила в дальнейшем передается на диск, но в то же время и надежными. Основным фактором, определяющим выбор типа хвостового соединения, является нагрузка, воспринимаемая хвостовиком. Развиваемая лопаткой центробежная сила воспринимается опорными площадками. Вызывает повышенные напряжения в наиболее узких местах. Основные виды хвостовиков Для уменьшения разгибающих напряжений хвостовики часто выполняют с замками (заплечиками). Для заводки лопаток на грибке диска делаются один или два местных выреза, через которые последовательно заводятся все лопатки, кроме последних. Последние (замковые) лопатки в простейшем случае делаются с вырезом, соответствующим профилю срезанного гребня диска и крепят одной или двумя заклепками.

Хвостовики с повышенной несущей способности Имеют несколько опорных поверхностей и общую центробежную силу. Равномерное распределение усилий по поверхностям. Сложность в изготовлении (требуется тонка подгонка поверхностей) Сложность подгонки лопаток большой длины Хвостовики елочного типа имеют наибольшую несущую способность и применяются для наиболее нагруженных ступеней турбин как ХТГЗ, так и ЛМЗ для длинных лопаток своих турбин выполняет вильчатые хвостовики с большим количеством вилок. число поверхностей среза штифтов увеличивается и растет несущая способность хвостовика. Нет изгибающих напряжений на ободе диска. отсутствие специальных замковых лопаток возможность замены лопаток без перелопачивания всего диска конструкция не требует точной подгонки поверхностей

Вибрационная надежность лопаток Бандаж лопаток Рабочие лопатки паровых турбин в подавляющем большинстве случаев соединяются в пакеты бандажами или проволочными связями. увеличивает прочность и вибрационную надежность лопаточного аппарата. образует периферийную стенку канала рабочих лопаток и уменьшает утечку пара. Бандаж выполняется либо в виде ленты, приклепываемой к лопатке, либо в виде полки фрезеруемой заодно с лопаткой. Для повышения вибрационной надежности длинных лопаток часто применяются проволочные связи. Проволока под действием собственной центробежной силы прижимается к лопаткам и является гасителем колебаний лопаток (демпферная связь).

Причины возникновения вибраций Центробежные силы обусловлены вращением вызывают в лопатках постоянного сечения в основном растягивающие напряжения лопатках переменного сечения - еще изгиб и кручение Еще несколько причин: частичный (парциальный) подвод пара нарушения осевой симметрии потока пара в турбине плохо пригнанные стыки диафрагм Силы аэродинамического потока пара вибрация лопаток возмущающие силы переменные во времени сила создающая полезный крутящий момент переменные во времени возмущающие силы неравномерность потока пара по окружности диафрагмы различные расходы и скоростями пара в каналах СА технологические и конструктивные отклонения в проточной части Опасные возмущающие силы могут возникать в последних ступенях турбин За выходной кромкой скорость пара меньше, чем скорость основного потока кромочные следы, образующиеся за выходными кромками сопловых лопаток явление резонанса, при котором возникающие напряжения приведут к быстрой поломке лопаток Рабочие лопатки и пакеты на колесе турбины имеют свои вибрационные характеристики. Отстройка лопаток от резонанса, то есть от совпадения с частотой возмущающих сил.

Облопачивание дисков Рабочая частота вращения не попадала ни в одну из резонансных зон, отвечающей кратностям возмущающих сил. между рабочей частотой вращения и ближайшей резонансной частотой был определенный запас. Необходимость запаса: Øвысокие резонансные напряжения возникают не только при резонансе, но и в непосредственной близости к нему; Øчастота пакетов в процессе эксплуатации может измениться вследствие эрозионного износа профиля, отложений, ослабления крепления бандажа и хвостовика; Øв условиях эксплуатации может несколько меняться частота сети. Действующие нормы: Кратность резонанса Нормативный запас, % 2 3 4 5 6 ± 10 ± 7 ± 6 ± 5 ± 4 возможные отклонения частоты: -2 до + 1 % Дефицит мощности в энергосистеме Сокращение нормативного запаса усталостное разрушение лопаток Для рабочих лопаток последних ступеней турбины опасной может оказаться длительная работа при малых нагрузках и холостом ходе, при существенно повышенном давлении в конденсаторе

Вибрационное состояние турбоагрегата Надежность и безопасность работы турбины качество изготовления тщательность монтажа уровень вибрации агрегата уровень эксплуатации оборудования неполадки и аварии нарушение масляного клина подшипников образование зон сухого трения повышение температуры баббита вкладышей задиры и выплавления Жесткие требования к нормированию уровня вибрации (ОПЭАС). Основные причины, вызывающие возникновение вибрации агрегата: Øдинамическая неуравновешенность роторов; Øнарушение центровки роторов; Øослабление жесткости системы; Øработа в области резонансной частоты вращения; Øпоявление возмущающих сил электромагнитного происхождения; Øпоявление гидродинамических сил в подшипниках и газодинамических сил в проточной части турбины, вызывающих низкочастотную вибрацию.

Контрольные вопросы ØКакие требования предъявляются к конструкции рабочих лопаток? ØКакие факторы определяют конструкцию хвостового соединения рабочих лопаток? ØХвостовые соединения, какого типа используют заводы ХТГЗ и ЛМЗ? ØКаково назначение бандажа лопаточного аппарата? ØКакие факторы определяют вибрационное состояние рабочих лопаток? ØНазовите причины появления возмущающих сил в проточной части турбины. ØПочему перевязка лопаток в пакеты снижает уровень их вибрации? ØНазовите отрицательные последствия повышенной вибрации. ØНазовите основные причины, вызывающие возникновение вибрации агрегата.

К-1000 -60/3000

Общие сведения Турбина паровая конденсационная без регулируемых отборов пара, с промежуточной сепарацией и однократным паровым перегревом пара (свежим паром) типа К-1000 -60/3000 номинальной мощностью 1012000 квт (1012 Мвт) с частотой вращения ротора 30000 об/мин. Турбина предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВВ 1000 -2 У ПЭО "Электросила" мощностью 1000 Мвт, монтируемого на общем фундаменте с турбиной.

Тихоходные турбины Структурная формула турбины Проточной части системы регенерации К-1000 -60/1500 -1 ЦВД+ЦСД+3 ЦНД (2*7)+(2*4)+3(2*5) 4 ПНД+Д 7+3 ПВД К-1000 -60/1500 -2 ЦВД+3 ЦНД (2*7)+3(2*7) 4 ПНД+Д 7+2 ПВД К-1070 -60/1500 -3 ЦВД+2 ЦНД (2*7)+2(2*7) 4 ПНД+Д 7+3 ПВД

К-1000 -60/3000 Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из симметричного двухпоточного ЦВД и четырех симметричных двухпоточных ЦНД. Порядок отсчета ЦНД производится от регулятора скорости к генератору. Длина турбины - 50 м, всего турбоагрегата - 74 м. Турбоустановка К-1000 -60/3000 имеет дроссельное парораспределение. На турбине установлены четыре одинаковых блока парораспределения высокого давления (БПВД) и четыре одинаковых блока парораспределения низкого давления (БПНД). Стопорный и регулирующий клапан блока парораспределения низкого давления конструктивно похожи, имеют вид поворотных заслонок и расположены в одном корпусе. Работа регулирующих клапанов ЦНД отличается от работы регулирующих клапанов ЦВД: клапаны ЦНД регулируют расход пара через ЦНД только до нагрузки 30%.

Устройство СРК 1 -стопорный клапан 2 -регулирующий клапан 3 -корпус 4 -паровое сито 5 -седло 6 -шток стопорного клапана 7 -шток регулирующего клапана 8 -крышка 9 -втулка 10 -втулки 15 -фланец 25 -колонка 26 -крышка стопорного клапана 27 -гайка с разгрузочными отверстиями 28 -обечайка 30 -разгрузочный клапан СК 31 -разгрузочный клапан РК

Работа СРК Это исходное положение: Стопорный и регулирующий клапаны, а также их разгрузочные клапаны - закрыты. Свежий пар подводится к паровому ситу и попадает в камеру "Б", заполняя объем перед стопорным клапаном. ЭТАП № 1 Стопорный и регулирующий клапаны закрыты. Открывается разгрузочный клапан стопорного клапана. Это двухпозиционный клапан, который выполнен заодно с трубчатым штоком. При открытом разгрузочном клапане пар через разгрузочные отверстия (в гайке) попадает в камеру "А". При этом увеличивается давление в камере "А", т. е. уменьшается Р на СК: снижатся усилие, необходимое для перемещения стопорного клапана.

ЭТАП № 2 Разгрузочный клапан СК открыт. Открывается стопорный клапан. Регулирующий клапан и его разгрузочный клапан закрыты. Давление перед РК и в камере "A" равно давлению свежего пара. Уменьшение давления на СК и его открытие возможно только при закрытых РК и его разгрузочном клапане, при хорошей плотности клапанов по посадочным местам. В этом заключается суть паровой блокировки СК. При наличии неплотностей невозможно увеличить давление под СК до величины, при которой сервомотор сможет преодолеть перепад давлений на клапане ЭТАП № 3 СК и его разгрузочный клапан открыты. Открывается разгрузочный клапан РК, но сам РК закрыт. Часть пара поступает за РК через разгрузочные отверстия, облегчая этим работу сервомотора РК. Конструктивно РК также выполнен заодно со штоком РК

ЭТАП № 4 СК и разгрузочные клапаны СК и РК открыты. Открывается РК, занимая положение определяемое нагрузкой турбины. Свежий пар поступает в турбину. Для того, чтобы РК в промежуточных положениях был всегда прижат к штоку, выполняется паровое нагружение РК (в направлении на закрытие), благодаря непрерывной подаче свежего пара в разгрузочную полость. Это позволяет избежать осевой вибрации клапана и повышает надежность его срабатывания. ЗАКРЫТИЕ СРК При срабатывании защит, действующих на останов ТА, или при воздействии на ключ ВИУТ на БЩУ СРК закрывается: 1) обечайка (клапан золотникового типа) перемещается вниз, прекращая подачу пара в турбину. Одновременно закрывается и разгрузочный клапан СРК. (Время закрытия СК составляет 0. 55 сек ) 2) Закрывается регулирующий клапан со своим разгрузочным клапаном. ( Открытие РК - сервомотором, закрытие – четырьмя пружинами. Время закрытия РК составляет 3 сек )

Назначение и технические характеристики Турбина предназначена для работы в блоке с реактором типа ВВЭР-1000 и рассчитана для работы при следующих основных параметрах приведенных в таблице: Параметр Мощность, МВт Величина 1012 Давление свежего пара, кг/см 2 60 Температура свежего пара, С 274 Влажность свежего пара, % 0, 5 Давление пара на выходе ЦВД, кг/см 2 5, 65 Температура пара на выходе ЦВД, С 155 Влажность пара на выходе ЦВД, % 14, 5 Давление пара на входе в ЦНД, кг/см 2 5, 2 Температура пара на входе в ЦНД, С 250 Давление отработанного пара, кг/см 2 0, 05 Температура охлаждающей воды, С 20 Расход охлаждающей воды, т/ч 170000

Тепловая схема турбоустановки Роторы ЦВД и ЦНД - цельнокованные. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты, и каждый из них лежит на двух опорах. Все роторы имеют неподвижные выносные подшипники, которые опираются непосредственно на фундамент. Подшипник № 5, расположенный между ЦНД -2 и ЦВД, опорно-упорный. Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды в ПНД, деаэраторе, ПВД и отбор на приводные турбины питательных насосов. Регенеративная установка состоит из пяти ПНД, два из которых смешивающего типа, три - поверхностного типа, деаэратора, двух ПВД и охладителя пара уплотнений. Каждый ПВД выполнен в двух одинаковых корпусах, включенных параллельно по пару и питательной воде. Для удаления влаги из пара после ЦВД и перегрева его до 250°С турбоустановка снабжена сепараторами - пароперегревателями, выполненными в виде четырех корпусов.

Конденсаторная группа Турбина комплектуется конденсаторами подвального типа. Конденсаторная группа 1000 КЦС‑ 1 выполнена из четырех конденсаторов, расположенных под турбиной. Конденсаторы устанавливаются двумя отдельными группами в каждой из которых по два конденсатора. Каждый конденсатор присоединен к отдельному ЦНД. Конденсаторы устанавливаются на пружинных опорах для компенсации тепловых расширений во время работы. Пружинные опоры рассчитаны на восприятие веса конденсатора без воды. Трубная система конденсаторов выполнена из труб диаметром 28 мм, толщиной стенки 1 мм и длиной 12 м. Материал труб медно-никелевый сплав марки МНЖ-5 -1. Параметр Значение Охлаждающая поверхность, м 2 88000 Количество охлаждающих труб, шт 84000 Внутренний, наружный диаметр труб, мм 26/28 Длина труб, мм 12000 Масса воды в циркуляционной системе, т 1300 Масса воды в паровом объеме при гидроиспытании, т 4300 Расчетный расход охлаждающей воды, м 3/ч 170000

Вспомогательное оборудование Турбина имеет систему смазки, которая предназначена для снабжения маслом подшипников турбины, генератора и двух ПТН. В системе смазки применяется огнестойкое масло типа “Файркуэл-Л“, которое является аналогом огнестойкого турбинного масла ОМТИ, которое является аналогом огнестойкого турбинного масла ОМТИ Турбина имеет автономную систему регулирования, в которой применяется огнестойкое масло типа "Файркуэл-Л ". Система уплотнения вала генератора так же автономна, в этой системе применяется масло типа Тп-22. Турбина снабжена ВПУ, которое предназначено для вращения ротора турбины с целью предотвращения их прогиба при прогреве и остывании турбины. Частота вращения ротора турбины при вращении от ВПУ - 2 об/мин. Организация отборов пара за каждой ступенью ЦВД, кроме первой, обеспечивает хорошее влагоудаление без потерь удаляемого пара, так как пар используется в системе регенерации. Вращение турбины по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника.