СИСТЕМЫ СМАЗКИ ПОДШИПНИКОВ К системам смазки предъявляется ряд

СИСТЕМЫ СМАЗКИ ПОДШИПНИКОВ К системам смазки предъявляется ряд требований. 1. Высокая надежность системы. 2. Пожаробезопасность. 3. Система должна обеспечить возможность длительного использования масла (8— 10 лет).

Смазка турбоагрегата 1 - главный масляный насос 2 - маслобак 3, 4 – энжекторы 5 – маслоохладители 6 – подшипнтки 7 – пусковой масляный насос 8 – реле давления 9 – резервный маслонасос 10 – аварийный маслонасос

Инжектор масляной системы турбин КТЗ 1 — крышка масляного бака, 2 — диффузор, 3 — сопло рабочего масла

Смазка турбоагрегата 1 — масляный бак; 2 — основные насосы переменного тока; 3, 4 — на смазку питательных турбо- и электронасосов; 5 — маслоохладители; 6 — аварийные насосы постоянного тока; 7 — слив масла из бака, 8 — сепаратор, 9 — эксгаустер; 10 — аварийные емкости, 11 — реле давления, 12 — пеноотделитель, 13 — сливные клапаны, 14 — 16 — слив масла от питательного насоса, насосов смазки и гидромуфты

Масляный бак 1 – грязный отсек 2 – промежуточный 3 – чистый отсек 4 – фильтры грубой очистки 5 – фильтры тонкой очистки сетчатые 6 – указатель уровня масла

Масляный бак 1 — отсос воздуха, 2 — инжекторная группа; 3 — выходной коллектор маслоохладителей, 4 — коллектор подачи масла к маслоохладителям, 5 — сливной патрубок, 6 — маслоохладители, 7, 8 — указатели уровня масла соответственно в чистом и промежуточном отсеках, 9 — фильтры основной очистки, 10 — воздухоохладитель, 11 — фильтры предварительной очистки, 12, 13 — слив масла из подшипников и системы регулирования, А — грязный отсек, Б — промежуточный отсек, В — чистый отсек

Насосы системы смазки Всас Напор рабочее колесо 2 улитка 3 всасывающий патрубок 4 лопатки 1

Главный масляный насос турбины ЛМЗ небольшой мощности 1 центрирующая прокладка 2, 5 корпус 3 подшипник 4 трубка подачи масла на подшипники насоса 6 рабочее колесо 7 уплотнение 8 муфта 9 вал Насос расположен в корпусе переднего подшипника турбины.

Главный масляный насос мощной турбины ЛМЗ 1 — камера всасывания, 2 — корпус, 3 — рабочее колесо, 4 — уплотнение колеса, 5 — верхняя всасывающая камера, 6 — нижний подшипник, 7 — вал, 8 — верхний направляющий подшипник, 9 — дистанционное кольцо, 10 — опорно-упорный шарикоподшипник, 11 — муфта, 12 — электродвигатель, 13 — скоба для центрирования электродвигателя Насос расположен на маслобаке

Маслоохладители 1 нижняя водяная камера. 2 трубки, 3 верхняя водяная камера 4 компенсатор теплового расширения 5, 6 трубные доски.

Защита турбины от падения давления смазки 1 — дно сильфона, 2 — шток, 3 — контакты включения аварийного насоса; 4, 6, 7 — контактные шайбы, 5 — контакты звуковой сигнализации и включения резервного насоса, 8 — контакты в цепи валоповоротного устройства, 9 — сильфон, 10 — пружина сжатия, 11 — штуцер подачи масла к реле

Защита турбины от падения давления смазки 1 — цепь электродвигателя валоповоротного устройства и электромагнитного выключателя; 2 — цепь включения сигнализации и насоса с электродвигателем переменного тока 3 — цепь электродвигателя аварийного насоса а — нормальная работа, б — сигнал «давление смазки мало» и включение аварийного масляного электронасоса, в — включение электронасоса с двигателем постоянного тока и закрытие стопорных клапанов турбины

СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ Характеристики моментов турбин и генератора

Простейшая система регулирования. 1 — валик регулятора частоты вращения, 2 — пружины, 3 — грузики, 4 — муфта, 5 — рычаг, 6 — шарнир, 7 — регулирующий клапана, 8 — маховичок механизма управления, 9 — пружина

Статическая характеристика САР. Обозначим частоту вращения турбины на холостом ходу через nxх, а при максимальной нагрузке — через nмн, то разность этих частот вращения, отнесенная к средней частоте вращения n 0, называется степенью неравномерности δ или неравномерностью системы регулирования Связь между мощностью турбины Рэ и частотой вращения n называют статической характеристикой системы регулирования.

Статическая характеристика САР. При сбросе нагрузки система автоматического регулирования турбины обеспечивает резкое уменьшение пропуска пара в турбину и ее перевод на режим холостого хода, при котором частота вращения в соответствии со статической характеристикой должна быть больше номинальной на величину Δnст = δn 0, называемую статическим повышением частоты вращения.

Кривые переходных процессов при сбросе нагрузки при различных неравномерностях системы регулирования 1 — δ=8%; 2 — δ=4%, 3 — δ =1%, 4 — частота вращения при срабатывании защиты, 5 — предельно допустимая частота вращения по условиям прочности деталей турбины.

Статическая характеристика САР. При нормально работающей системе регулирования суммарное повышение частоты вращения при сбросе нагрузки Δnмакc =Δnст + Δnдин составляет 7— 8 % номинальной. Статическая характеристика и степень ее неравномерности в первую очередь определяют реакцию турбины на изменение частоты сети вследствие нарушения баланса производства электроэнергии и ее потребления. Если, например, частота сети изменилась на 0, 1 Гц, т. е. на 0, 2% номинальной частоты вращения f 0=50 Гц, то это означает, что при δ=5 % изменение мощности турбоагрегата составит т. е. 4 %.

Нечувствительность САР Отношение ширины области Δn к номинальной частоте вращения п 0 (см. рис. 4. 14), выраженное в процентах, называется степенью нечувствительности регулирования: Нечувствительность означает, что при фиксированной частоте вращения по мощность турбины может произвольно изменяться на величину ΔРЭ.

Нечувствительность САР Государственный стандарт требует, чтобы степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой мощности не превышала 0, 2 % для турбин АЭС и 0, 3 % для турбин ТЭС и ТЭЦ. Однако колебания нагрузки могут быть весьма существенны: например, турбина мощностью 800 МВт имеет неравномерность регулирования δ=4 %, то возможные колебания нагрузки составят МВт.

Параллельная работы турбоагрегатов Энергосистема состоит из трех турбогенераторов, два из которых имеют мощность Рэ1=Рэ2= 800 МВт, а третий Рэ3=300 МВт, неравномерность их регулирования δ 1=5%, δ 2=δ 3=4 %. Частота вращения турбоагрегатов n 0= 50 с-1 обеспечивается работой всех трех турбоагрегатов при номинальной нагрузке. В энергосистеме отключился потребитель мощностью 200 МВт. Тогда частота сети начнет повышаться, что вызовет увеличение частоты вращения всех турбоагрегатов и снижение вырабатываемой ими мощности, которое будет происходить до тех пор, пока не будет достигнуто равенство ΔРэ1+ΔРэ2+ΔРэ3=ΔPэ, где ΔРэ1, ΔРэ2, ΔРэ3 — соответствующие снижения мощности на отдельных турбоагрегатах; ΔРЭ — суммарное снижение мощности.

Параллельная работы турбоагрегатов Из рассмотрения прямолинейной статической характеристики любого i-го турбоагрегата легко получить, что: Увеличение частоты вращения всех турбоагрегатов при снижении мощности всей энергосистемы на значение ΔРЭ определяется соотношением откуда следует:

Параллельная работы турбоагрегатов Для рассматриваемого примера т. е. частота вращения изменится на Δn=0, 0046· 50=0, 23 с-1 и составит 50, 23 Гц. Мощность каждого из турбоагрегатов при этом изменится на ΔРэ1= 0, 0046 = 73, 5 МВт ΔРэ2= 92 МВт; ΔРэ3= 34, 5 МВт

Параллельная работы турбоагрегатов При изменении нагрузки в сети, приводящей к изменению ее частоты, автоматически изменяются мощности турбоагрегатов в соответствии с их статическими характеристиками. Такая автоматическая реакция всех работающих в системе турбоагрегатов называется первичным регулированием частоты сети.

Механизм управления турбоагрегатом Задача поддержания частоты сети в очень узких пределах при любой нагрузке энергосистемы разрешается с помощью специального механизма управления турбиной (МУТ), который часто называют синхронизатором. (поз. 8, 9)

Механизм управления турбоагрегатом При воздействии на МУТ одной из турбин, скажем, третьей ее статическая характеристика, будет смещаться вниз. Рабочая точка А будет перемещаться влево к точке В и турбина будет разгружаться, но регуляторы частоты двух остальных турбин, восстанавливая баланс выработки и потребления электроэнергии, будут нагружать свои турбины, обеспечивая перемещение рабочих точек вдоль статических характеристик вправо к исходным значениям мощности.

Схема регулирования с гидравлическими связями и быстроходным регулятором частоты вращения Недостатки данной системы: Ш малая перестановочная сила регулятора Ш большое количество механических соединений и шарниров Ш требует пониженной частоты вращения регуляторного валика

Схема регулирования с гидравлическими связями и быстроходным регулятором частоты вращения 1 - маховичек 2 - золотник 3 - букса 4, 5 - окна 6, 7 - полости 8 - отбойная пластина регулятора частоты вращения 9 – регулятор частоты вращения 10 – маслопроводы 11 - золотник 12 - золотник обратной связи 14 - сервомотор 15 – регулирующий клапан

Гидродинамические системы регулирования Напор, развиваемый насосом, пропорционален квадрату частоты вращения. Поэтому изменение давления за насосом 3, установленным на валу турбины 4, используется в качестве импульса для работы системы регулирования. При возрастании частоты вращения турбины давление за насосом повысится, проточный золотник 1 сдвинется влево, сечение для прохода масла в буксе этого золотника увеличится, давление в импульсной линии 2 упадет, что вызовет смещение главного золотника 11 и дальнейшую работу системы регулирования — точно такую же, как и при использовании механического регулятора частоты вращения.

Требования к системам регулирования и их дополнительные элементы ь Система регулирования должна обеспечивать устойчивую работу турбины (без самопроизвольного изменения нагрузки) на всех режимах. Для этого неравномерность ее статической хара-ктеристики должна быть в пределах 4 -5 %, а нечувствительность не более 0, 3 %. В число обязательных режимов входит и наибо-лее трудный для регулирования режим холостого хода. Управле-ние турбиной. должно быть легким и плавным, регулирующие клапаны должны открываться равномерно и без толчков. ь Одним из самых важных требований является требование «удержания» турбины на частоте холостого хода при полном сбросе нагрузки с отключением генератора от сети. В этом случае нагрузка турбоагрегата мгновенно падает до нуля и регулирующие клапаны должны закрыться так, чтобы обеспечить частоту вращения холостого хода, соответствующую статической характеристике.

Требования к системам регулирования и их дополнительные элементы 1 – главный золотник 2 – главный сервомотор 3 – золотник дифференциатора 4 – сервомотор дифференциатора Регулирование по частоте вращения и ускорению

Электрогидравлическая система регулирования Электрическая часть выполняется в виде отдельных функциональных блоков: блоков удержания холостого хода при отключений генератора от сети после получения сигнала от блокконтактов; блоков корректоров, обеспечивающих дополнительное перемещение клапанов, которым компенсируется влияние объема паропроводов промежуточного перегрева; блока разгрузки турбины при снижении давления перед ней; блока быстродействующего ограничителя мощности, который быстро снижает нагрузку турбины при авариях в энергосистеме. Электрические сигналы от всех этих блоков суммируются в магнитном усилителе, который воздействует на электрогидравлический преобразователь — устройство, преобразующее электрический импульс в гидравлический и вводящее последний в гидравлическую часть системы регулирования.

Регуляторы частоты вращения Бесшарнирный быстроходный регулятор частоты вращения турбин ЛМЗ К валу турбины крепится траверса 1, на которой закреплена упругая рамка 5, выполненная из ленточной пружины. Рамка стянута пружиной 2, на оси которой расположены грузы 5. При вращении бала турбины грузы расходятся, преодолевая натяжение пружины и обеспечивая осевое перемещение отбойной пластины 4, управляющей перемещением промежуточного золотника

Золотники и сервомоторы Трансформатор давления систем регулирования турбин КТЗ: 1 — механизм управления; 2 — шпиндель; 3 — пружина; 4 — шарик; 5 — тарелка пружины; 6 — втулка упорная; 7 — втулка трансформатора; 8 — золотник трансформатора; 9 — крышка; 10 — подкладное кольцо; I — слив на всасывание главного масляного насоса, II — масло из импульсной линии; III — масло от главного масляного насоса

Золотники и сервомоторы Отсечной золотник систем регулирования турбин КТЗ: 1 — гайка колпачковая, 2 — крышка верхняя; 3 — винт регулировочный; 4 — тарелка коническая; 5 — пружина; 6 — золотник; 7 — втулка золотника; 8 — крышка нижняя I — слив, II — масло от главного масляного насоса; III— слив на всасывание главного масляного насоса, IV — масло из импульсной линии; V — слив в полость сервомотора

Золотники и сервомоторы Сервомотор турбин КТЗ Поршень 7 с насадным бронзовым кольцом 12 перемещается в корпусе 1, закрытом крышкой 2, под действием силового масла, подаваемого отсечным золотником в верхнюю, или нижнюю полость (над или под поршнем). Шаровая пята 5 тяги 3, приводящей через системы рычагов регулирующие клапаны турбины, закреплена в сферическом подпятнике 6 с помощью втулки 4 внутри верхней направляющей части поршня. Шаровая пята допускает отклонение тяги 3 относительно оси поршня без заклинивания; этому же способствует размещение пяты близко к поршню.