Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800

3) влиянием вакуума в конденсаторе, ко­тороевызывает опускание выхлопных патруб­ков цилиндра низкого давления и корпусов крайних подшипников, отлитых с ними за одно целое, а также влиянием веса воды, за­полняющей конденсатор, если он жестко свя­занс выхлопными патрубками ЦНД. Поправка на опускание выхлопной части ЦНД может быть определена 'Непосредственными измере­ниями путем закрепления скобы с индикато­ром сверху на полумуфте генератора, при этом ножка индикатора должна касаться по­лумуфты ЦНД; измерения производятся при полностью собранном турбоагрегате (полу­муфты разъединены) в двух состояниях: при холодной турбоустановке и привакууме после пуска эжекторов без подачи парана лабирин­товые уплотнения. На основании этих двух измерений путем пересчета на нормальный вакуум можно определить поправку на цен­тровку при рабочем вакууме турбины.

Эти практические обстоятельства, вызы­вающие изменения в центровке при переходе к рабочим условиям, должны учитываться по заводским данным, по данным монтажных формуляров и на основании специальных исследований турбоагрегата. Полученные по­правкии величины смещения для каждого подшипника складываются алгебраически; при этом не учитываются только поправки, ве­личина которых не превышает 0,03-0,04 мм. При всех условиях должна устанавливаться в холодном состоянии только такаярасцентровка, которая действует в благоприятную сторону и при рабочих условиях сводится к нулю.

Необходимость определять указанные по­правки прикаждом капитальном ремонте должна быть исключена записью в формуляре агрегата правильного положения роторов в холодном состоянии с учетом этих поправок.

Таким образом, если учитывать указанные соображения по переходу к рабочим усло­виям, разница в осевых и радиальных зазо­рах, замеренных при центровке, превышает допустимые величины, необходимо выправить положение валов, так как это ука­зывает на ненормальность положения торце­вых поверхностей полумуфт (излом осей) и на несовпадение центров полумуфт.

Выправление положения валов произво­дится путем перемещения вкладышей и корпусов соответствующих подшипников как в вертикальной, так и в горизонтальной пло­скости; при этом в связи с тем, что перемещения вкладышей и корпусов подшипников для изменения положения осей роторов вызывают изменения зазоров в лабиринтовых уплотне­ниях, эти перемещения могут производиться лишь в самых ограниченных пределах, опре­деляемых допустимыми изменениями зазоров в уплотнениях.

При обнаружении расцентровки, прежде чем менять подкладки у подшипников или производить их передвижку для изменения положения роторов, необходимо по результатам центровки произвести подсчеты требующихся подкладок и передвижек с тем, чтобы избежать ошибок и излишних операций и тем самым ускорить очень трудоемкую работу по проверке и исправлению центровки.

При центровке турбоагрегата, имеющего несколько роторов, нельзя решать вопрос исправления центровки по замерам, произве­денным на одной муфте; для этого нужно иметь данные по центровке всех муфт агре­гата и по расположению всех роторов в расточках уплотнений.

Эти данные и полученные величины заме­ров достаточны для определения необходимых перемещений подшипников в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Опорный подшипник центрируется в расточке корпуса на четырех опорных подушках; эти подушки привертываются к вкладышу подшипника вин­тами. Наружная поверхность подушек обточе­на концентрично с расточкой вкладыша. Пра­вильная радиальная установка вкладышей до­стигается подбором сменных прокладок, за­кладываемых под подушки.

Подъем вкладыша в вертикальной плоско­сти производится путем подкладывания про­кладки из калиброванной листовой стали соответствующей толщины под нижнюю опор­ную подушку вкладыша при одновременном уменьшении на такую же величину толщины прокладки под верхней опорной подушкой. Точно также для перемещения вкладыша в го­ризонтальной плоскости следует вынуть с одной стороны вкладыша из-под опорной подушки прокладку соответствующей толщи­ны и переложить ее под опорную подушку с другой стороны вкладыша.

При установке прокладок следует учиты­вать угол расположения боковых подушек а на вкладыше. Так, например, если ротор надо поднять по высоте на величину А, то необхо­димо под нижнюю подушку положить про­кладку толщиной А и уменьшить на толщи­ну А прокладку под верхней подушкой под­шипника; кроме того, под каждую нижнюю боковую подушку необходимо положить про­кладку толщиной А, Точно также при необходимости перемещения ротора в горизон­тальной плоскости на величину Б надо под одну боковую подушку положить подкладку толщиной Б, а под другой боковой по­душкой уменьшить толщину подкладки на Б .

При необходимости одновременного пере­мещения ротора в вертикальной и горизон­тальной плоскостях изменение толщины про­кладок определяется алгебраической суммой толщин, полученных расчетом измерений.

Убедившись в правильности произведенной центровки по муфтам и в том, что после уста­новки необходимых прокладок центровка по расточкам также будет в пределах допусков, опорные подушки после их снятия и измене­ния толщины прокладок должны быть плотно пригнаны к расточке корпуса подшипника

Опорный подшипник турбины

.

1 - корпус .подшипника; 2 - вкладыш; 3 - крышка подшипника;

4, 5, 6 и 7 - опорные подушки вкладыша; 8 - тонкие стальные, прокладки, регулирующие положение вкладыша; - угол рас­ положения боковых опорных подушек.

Рис 17.2

Под опорными подушками следует иметь, одну-две прокладки, так как набор из боль­шого числа тонких прокладок трудно поддается плотной пригонке. Прокладки должны устанавливаться цель­ные из калиброванной стали, а не из латуни, так как последние сминаются (раздавли­ваются) при работе под влиянием вибра­ций роторов, вследст­вие чего нарушается центровка турбины. Точно также не разре­шается установка про­кладок не под всю опорную поверхность подушки вкладыша, а тем более - примене­ние клиновых прокла­док.

При вкладышах подшипников, не име­ющих опорных поду­шек, перемещение ро­тора при центровке может быть произведено путем перемещения корпуса (стула) подшип­ника в том случае, если этот корпус жестко закреплен на фундаменте. В вертикальной плоскости это перемещение производится пу­тем изменения толщины прокладок между ос­нованием корпуса и плитой фундамента; в го­ризонтальной плоскости перемещение корпуса производится после ослабления болтов, крепя­щих корпус подшипника к плите фундамента, и выемки контрольных шпилек. Величина сме­щения корпуса контролируется индикаторами. После перемещения и крепления корпуса к фундаментной плите болтами произ­водится проверка центровки; при получении удовлетворительных результатов произво­дится развертывание отверстий под контроль­ные шпильки, изготовление и установка новых контрольных шпилек по новым диаметрам отверстий.

У корпусов подшипников, скользящих при тепловых расширениях по фундаментной раме, небольшое перемещение роторов при отсутст­вии у вкладышей опорных подушек произво­дится шабровкой баббита вкладышей подшип­ников в пределах допуска зазоров; значитель­ные перемещения в этих случаях могут произ­водиться только после перезаливки и новой расточки вкладышей в соответствии с требую­щейся передвижкой ротора.

После установки под корпусами подшипни­ков или у вкладышей всех прокладок, необхо­димых для улучшения центровки роторов, обя­зательно проведение повторной контрольной центровки, результаты которой должны быть занесены в формуляр.

При ремонтах турбин следует производить центровку по муфтам дважды: один раз после вскрытия турбины, а другой раз - непосредст­венно при сборке и окончательном закрытии турбины.

Проверка центровки по муфтам между ро­торами ЦНД и генератора, произведенная после закрытия и обтягивания болтов разъема ЦНД, позволяет учесть влияние на центровку веса крышки ЦНД и обтягивания ее болтов.

По окончании центровки по муфтам необ­ходимо произвести проверку положения рото­ров по уровню. Уровень при всех замерах должен быть так установлен посреди­не шейки ротора, чтобы поперечная ампула уровня показывала строго горизонтальное по­ложение, т. е. нуль; только после этого сле­дует производить отсчет наклона ротора в продольном направлении.

Проверка положения ро­ тора по уровню «Геологоразведка».

Рис. 17.3

6.2 Газовое хозяйство

Схема газорегуляторного пункта

1. Регулятор давления газа.

2. Фильтр.

3. Предохранительный запорный клапан. (ПЗК)

4. Предохранительный сбросной клапан. (ПСК)

5. Запорные задвижки с электроприводом.

6. Дроссельные шайбы.

7. Регулирующий клапан.

8. Газовая магистраль.

Рис. 6.3

Газорегуляторный пункт (ГРП) – это одноэтажное здание, выполненное из огнеупорного материала, закрытое на ключ.

Газ в ГРП поступает из магистрального газопровода. Давление в газопроводе 12-13 атм. (высокое давление) или 5-6 атм. (среднее давление).

Для надежной работы котла на газе давление перед горелками должно быть 1,2-1,5 атм. Для дросселирования газа и сооружается ГРП.

В помещении ГРП поток газа разделяется на нитки (4-5 ниток, из которых одна резервная). На каждой нитке, кроме регулятора, стоит фильтр, ПЗК и ПСК. Фильтр очищает газ от пыли. ПЗК срабатывает и выключает нитку, если давление газа за регулятором поднимается на 25% от рабочего. ПСК срабатывает и сбрасывает газ в атмосферу, если давление газа за регулятором кратковременно поднимается на 10% от рабочего

Если в магистральном газопроводе давление падает до 3 атм., то регулятор дросселировать не может. Все нитки отключаются и переходят на ручное регулирование на байпасные нитки.

Схема газопровода к котлу.

1. Запорная задвижка с электроприводом на входе в котельную.

2. Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в котел.

3. Фланцевое соединение для установки заглушки.

4. Клапан-отсечка.

5 и 5а. Регулирующий и растопочный клапан.

6. Две запорные задвижки с электроприводом на вводе в горелки.

7. Продувочные трубопроводы («свечи»).

8. Трубопровод безопасности.

Рис. 6.4

На вводе в котел установлено 2 запорных задвижки с электроприводом, а между ними продувочная свеча. Далее фланцевое соединение для установки заглушки. Заглушка ставится перед ремонтом.

Предусмотрена линия подачи сжатого воздуха от компрессорной, для продувки газопровода. Предусмотрен отвод к запальникам горелок. Растопочные горелки снабжаются запальниками с фотоэлементами (защитные устройства), если свеча запальника не загорелась, то на пульт подается звуковой и световой сигнал, запрещающий разжигать горелки.

итп).

Далее установлен клапан-отсечка. Этот клапан мгновенно прекращает подачу газа в котел в случае аварии (разрывы экранных труб, пожар в РВП, воздух к горелкам не поступает,

За ним установлен регулирующий клапан, который управляется электронным регулятором процесса горения. Параллельно с ним установлен растопочный клапан.

На вводе в каждую горелку устанавливаются две запорные задвижки с электроприводом, а между ними свеча безопасности.

После останова котла трубопроводы продувают сжатым воздухом для удаления газа, до тех пор, пока содержание метана не будет меньше или равно 0,1%. Перед пуском газоход тоже продувают, до тех пор, пока содержание кислорода не станет меньше 1%. «Свечи» безопасности при работе котла закрыты, а краны опломбированы. Во время ремонта «свечи» безопасности открыты.

Газопровод прокладывается под уклоном, так как в нижней части скапливается конденсат, который периодически удаляется.

6. ВЫБОР СХЕМЫ ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВА НА ОСНОВНОМ ТОПЛИВЕ И ЕГО ОПИСАНИЕ.

6.1 Схема мазутного хозяйства.

К другим котлам.

От других котлов

1. Цистерна с мазутом

2. Сливное устройство

3. Фильтр грубой очистки

4. Приемный резервуар с подогревом

5. Перекачивающий насос

6. Основной резервуар

7,8 и 19. Линии рециркуляции

9. Насос первой ступени

10. Обратный затвор

11. Паровой подогрев мазута

12. Фильтр тонкой очистки

13. Насос второй ступени

14. Запорные задвижки

15. Регулятор расхода

16. Расходомер

17. Задвижка перед горелкой

18. Форсунка

Рис. 6.1

Мазут поступает на ГРЭС в цистернах по железной дороге. Цистерны устанавливаются на разгрузочную эстакаду. Через верхние люки мазут прогревается паром из отборов до температуры 70⁰ -80⁰ С. Через нижние люки подогретый мазут сливается в желоба, расположенные в межрельсовом пространстве. По этим желобам мазут самотеком стекает в подземную промежуточную емкость. Из нее перекачивается в баки-хранилища.

Баки-хранилища – это железобетонные емкости, облицованные внутри легированной сталью на 50 тыс. м³ . На ГРЭС стоят 3 бака, в которых поместиться не менее чем двухнедельный запас мазута. Баки оборудованы датчиками температуры уровня. Из баков мазут откачивается в мазуто-насосную.

Мазуто-насосная - это одноэтажное здание из огнестойкого материала, состоящее из двух помещений: в одном -насосы, фильтры и арматура, в другом пульт управления. Насосы первого подъема развивают напор 5,5 – 6 атм. Устанавливают не менее трех насосов, 2 – в работе, третий – в резерве.

Напор насосов первого подъема расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений в подогревателе, в фильтре тонкой очистки, в соединительных трубопроводах, а создание подпора насосам второго подъема.

В подогревателях мазут подогревается от температуры 120⁰ С до температуры 160⁰ С паром из турбины. Подогреватели находятся на улице.

Насосы второго подъема развивают напор 35 – 40 атм., который расходуется на создание давления перед форсунками и на преодоление гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Установлено также не менее трех насосов.

Для того чтобы мазут, перекачиваемый из насосной в котельную, не застывал, мазутопровод прокладывают с паровым спутником (см. рис.6.2).

Пар Мазут

Рис. 6.2

Мазутопровод заземляют для снятия статического электричества.

В мазутном хозяйстве предусмотрены три линии рециркуляции:

- После насосов первого подъема – для перемешивания мазута в баках.

- После подогревателей – для подогрева мазута в баках.

- При работе на газе мазут из котельной возвращается в баки для создания «горячего резерва».

11. АВТОМАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ ТУРБИНЫ.

Защита от повышения частоты вращения ротора.

Частота вращения вала турбины должна поддерживаться вблизи постоянного значения с высокой точностью для поддержания частоты сети. Эту задачу выполняет специальная система регулирования. Увеличение частоты вращения на 10% сверх допустимой из-за отказа системы регулирования или по другим причинам вызывает срабатывание автомата безопасности, воздействующего на мгновенное закрытие стопорного клапана перед турбиной и на прекращение подачи пара в проточную часть.

Защита от сдвига ротора.

Вращающийся ротор имеет некоторую свободу продольного перемещения относительно статора. Численное значение этого перемещения весьма мало (до ±1,2 мм для различных типов турбин) и ограничивается упорным подшипником турбогенератора. Однако из-за износа рабочих поверхностей или превышения расчетного усилия может произойти продольное смещение ротора, превышающее допустимое значение. Если при этом не принять соответствующих мер (частичный или полный сброс нагрузки, либо останов турбины), то чрезмерный сдвиг ротора вызовет повреждение концевых уплотнений или лопаточного аппарата турбины. Современные турбогенераторы оснащаются специальным защитным устройством, воздействующим на останов турбины при чрезмерном осевом сдвиге ротора.

Реле осевого сдвига ротора турбины.

1. Кольцевой выступ на валу ротора.

2. Ш-образный трансформатор.

3. Источник переменного тока.

4. Выпрямитель.

Рис.111