Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПАРОВОЙ ТУРБИНЕ Т-12/12-60/2,5
• 2.КЛАССИФИКАЦИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН
• 3.РАБОЧИЙ ПРОЦЕСС В ПАРОВОЙ ТУРБИНЕ Т-12/12-60/2,5
• 4. СИСТЕМА СМАЗКИ, РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
• 5. ВОЗМОЖНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ УЗЛОВ И ДЕТАЛЕЙ ПАРОВЫХ ТУРБИН
• 6. УСТРОЙСТВО ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ТА-12
• 7. МОДИФИКАЦИЯ ТУРБИН ТА-12
• 8.ЛЕТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВСУ ТА-12-60
• 9.РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБОУСТАНОВКИ ТА-12-60/2.5
• 10. ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦВД
• 11.ПУСКОВАЯ СХЕМА ТУРБОУСТАНОВКИ
• 12. СПЕЦТЕМА: ЗАМЕНА ДВУХВЕНЕЧНОЙ РЕГУЛИРУЮЩЕЙ СТУПЕНИ НА ОДНОВЕНЕЧНУЮ
• 13. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 14.БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
• 15. ПРИРОДОИСПОЛЬЗОВАНИЕ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


ВВЕДЕНИЕ

Паровая турбина (ПТ) - это машина-двигатель, в которой потенциальная энергия пара превращается в кинетическую, а последняя, в свою очередь, преобразуется в механическую энергию вращения вала.

Вал турбины непосредственно или посредством зубчатой передачи соединяется с рабочей машиной.

В зависимости от назначения рабочей машины паровая турбина может быть применена в самых различных областях промышленности - на электростанциях, для привода воздуходувок в металлургии, компрессоров, насосов, на водном и железнодорожном транспорте.

Устанавливаемые на электрических станциях генераторы электрического тока в подавляющем большинстве имеют привод от турбин.

Паровая турбина является основным типом двигателя на современных тепловых и атомных электростанциях, на которых вырабатывается 85-90 % электроэнергии, производимой в мире.

Обладая большой быстроходностью (как правило, 3000 об/мин), сравнительно малыми размерами и массой, паровая турбина может быть изготовлена на очень большую мощность - свыше миллиона киловатт в одном агрегате при достаточно высокой экономичности.

Создание паровой турбины, как и всякое крупное изобретение, нельзя приписать творчеству отдельного лица. Идея паровой турбины имеет давнее происхождение. Известно, что около 120 лет до н.э. Герон - старший из Александрии описал прототип реактивной паровой турбины. В 1629 г. итальянский инженер Бранка дал описание активной турбины.

В 1806 - 1813 гг. на Сузунском заводе Алтая русский изобретатель Поликарп Залесов сооружал модели паровых турбин. В 30-х годах XIX в. нижнетагильские механики строили паровые турбины, не получившие, однако, промышленного применения.

В течение XIX в. различными изобретателями, в том числе и Ползуновым И.И., было выдвинуто много предложений для преобразования тепловой энергии в механическую с использованием скоростного напора струи пара.

Наибольший сдвиг в конструктивном оформлении паровой турбины и ее развитии наметился в конце XIX в., когда в Швеции Густав Лаваль и в Англии Чарльз Парсонс независимо друг от друга стали работать над созданием и усовершенствованием паровой турбины.



1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПАРОВОЙ ТУРБИНЕ Т-12/12-60/2,5

Паротурбинная установка состоит из паровой турбины Т 12/12-60/2,5 со встроенными влагоотделителями, системой смазки подшипников и системой регулирования, конденсационной установки, системы регенерации.

Конструктивные особенности:

Турбина типа Т 12/12-60/2,5 одноцилиндровая, конденсационно-теплофикационная с одним регулируемым и двумя нерегулируемыми отборами пара. Проточная часть турбины условно разделена камерой регулируемого отбора на часть высокого давления (ЧВД) и часть низкого давления (ЧНД).

ЧВД включает в себя регулирующую двухвенечную ступень скорости (диск Кертиса) и 15 реактивных ступеней.

Примечание - На статоре турбоагрегата № 2, отсутствует 15-ый ряд лопаток решётки соплового аппарата, демонтированный по техническому решению № 88-Т-00.

Парораспределение ЧВД - сопловое. Пар из барабана-сепаратора поступает к стопорному клапану (СК) и от него по двум пароперепускным трубам в сопловую коробку турбины. Количество пара, поступающего в проточную часть турбины, регулируется пятью последовательно открывающимися регулирующими клапанами, имеющими привод через коромысло от одного сервопривода. Нумерация клапанов по часовой стрелке: 4, 2, 1, 3, 5.

Открытие регулирующих клапанов происходит с перекрытием, в порядке 1-2-3-4-5. Пар, после прохождения сопловой коробки и регулирующих клапанов, направляется к группам сопл, расположенных в верхней части цилиндра. В соплах пар разгоняется, изменив предварительно направление своего движения на 900, и выходит на лопатки диска Кертиса уже параллельно оси турбины.

После диска Кертиса пар поступает в камеру первого отбора и затем на лопатки (1-15) ступеней ЧВД. Из ЧВД пар двумя потоками, через влагоотделители, направляется в ЧНД. Парораспределение ЧНД - дроссельное: впуск пара в ЧНД осуществляется одноярусной поворотной регулирующей диафрагмой (ПРД), которая работает как дроссель.

Часть низкого давления включает в себя 10 реактивных ступеней.

На фланцах горизонтального разъема цилиндра турбины выполнено по два уплотнительных пояска, камеры между поясками (справа и слева) снабжены линиями отсоса в конденсатор турбины и манометрами для контроля за плотностью внутренних уплотнительных поясков.

Первый, нерегулируемый отбор пара осуществляется после регулирующей ступени. Пар при включении первого отбора подается в пиковый бойлер (ПБ). Необходимое давление в ПБ поддерживается регулятором давления пара (РД ПБ), установленном на линии отборного пара.

Второй, регулируемый отбор пара («Т-отбор») осуществляется после 15-ой ступени, т.е. сразу после ЧВД. Пар из отбора подается в блочный коллектор пара (БКП) и далее может поступать в основной бойлер (ОБ), общестанционный коллектор пара (ОКП), а также к деаэратору (Д1,2). Давление в «Т-отборе» регулируется ПРД путем изменения пропуска пара в ЧНД.

На первом и втором отборах пара турбины установлены клапана обратные сервоприводные (КОС).

Третий, нерегулируемый отбор пара расположен после 19-ой ступени. Пар из отбора поступает в систему регенерации к подогревателю низкого давления (ПНД).

Отработавший в турбине пар направляется в конденсатор поверхностного типа.

Концевые уплотнения турбины лабиринтового типа. Пар на уплотнения подается от ОКП или от трубопровода «острого» пара через регулятор давления пара с ручным приводом. Отсос с наружных камер концевых уплотнений турбины, штоков СК, РК, ПРД осуществляется эжектором сальникового подогревателя (СП).

Ротор турбины установлен на двух подшипниках скольжения:

-- первый (передний) подшипник - самоустанавливающийся опорно-упорный подшипник Митчелла;

-- второй (задний) подшипник - опорный.

Для контроля вибрации подшипников турбина оснащена стационарной установкой ВВК 331, производства завода «Веда», г. Киев.

Разгрузка ротора турбины от осевых усилий выполнена с помощью диска Думмиса, камера которого соединена уравнительными трубопроводами со вторым отбором турбины. Некомпенсируемое осевое усилие воспринимается опорно-упорным подшипником.

Ротор турбины снабжён валоповоротным устройством (ВПУ) с электроприводом, которое обеспечивает равномерность прогрева и остывания ротора и исключает его прогиб при пусках и остановах. На электродвигателе ВПУ установлен маховик для ручного проворачивания ротора турбины при невозможности проворачивания от электродвигателя.

Соединение ротора турбины с ротором генератора выполнено муфтой жесткого типа.

Технические характеристики турбины:

-- тип - Т 12/12-60/2,5;

-- завод-изготовитель - Первый Брненский Машиностроительный Завод имени Клемента Готвальда (ЧССР);

-- номинальная мощность - 12000 кВт;

-- максимальная мощность - 13200 кВт;

-- номинальная частота вращения ротора - 3000 об/мин;

-- критическая частота вращения ротора (nкр) - 2090 об/мин;

-- частота вращения ротора от ВПУ - 3,4 об/мин;

-- критическая частота вращения регулятора скорости турбины - (2450-2550) об/мин;

-- среднеквадратические значения виброскорости (значения размаха виброперемещений) подшипниковых опор при эксплуатации турбоагрегата - не выше 4,5 мм/с (30 мкм).

Примечания:

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к её снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/с запрещается эксплуатировать ТА более 7 суток.

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение от 1 до 3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Горизонтально-осевую и горизонтально-поперечную вибрацию измеряют на уровне оси вала ТА с левой стороны, если смотреть со стороны переднего подшипника.

-- время выбега ротора ТА после закрытия СК, РК:

Таблица 1

Условие / ТА	ТА-1, 2, 3	ТА-4
Со срывом вакуума	1820 мин	2224 мин
Без срыва вакуума	3438 мин	4042 мин

-- номинальные параметры насыщенного пара перед СК ТА:

-- давление - 60 кгс/см2;

-- температура - 2740С;

-- степень сухости - 0,995.

Таблица 2 - Эксплуатационные пределы и значения аварийных уставок турбоагрегата

Параметр	Единица измерения	Аварийные уставки	Эксплуатационные пределы
		нижний	верхний	нижний	верхний
Электрическая нагрузка	МВт				13,2
Давление перед стопорным клапаном турбины	кгс/см2			55	63
Степень сухости пара	-			0,995
Давление масла на смазку	кгс/см2	0,6		1,2	1,8
Температура масла на сливе из подшипников	0С		75
Уровень в маслобаке (от верха)	мм	700	350	500	450
Относительное расширение ротора турбины	мм		2
Осевой сдвиг	мм	-0,6	+0,6
Вибрация подшипниковых опор турбоагрегата	мкм (мм/с)		65 (7,1)		30 (4,5)
Вакуум в конденсаторе (избыт.)	кгс/см2	-0,4		-0,75

Паспортные данные завода-изготовителя турбины:

-- максимальное давление пара перед СК ТА - 74 кгс/см2;

-- максимальная температура пара перед СК ТА - 2890С;

-- максимальный расход пара на турбину при номинальном давлении пара перед СК ТА 100 т/ч;

-- максимальный расход пара в (1?15) ступени ЧВД при давлении в регулируемом отборе:

Таблица 3

Давление во II-ом отборе (Т-отбор)	Расход пара на ЧВД
более 1,7 кгс/см2	100 т/ч
до 1,5 кгс/см2	не более 95 т/ч
до 1,0 кгс/см2	не более 85 т/ч

-- максимальный расход пара в промежуточный сепаратор - 88 т/ч;

-- максимальный расход пара в ЧНД при вакууме в конденсаторе не хуже «минус» 0,92 кгс/см2 - 80 т/ч.

Расчетные параметры отборов:

-- номинальное давление в регулируемом отборе - 2,5 кгс/см2;

-- максимальное давление за регулирующей ступенью при расходе пара на турбину 100 т/ч - 21,5 кгс/см2;

-- максимальный расход пара в регулируемый отбор - 40 т/ч;

-- максимальный расход пара в первый отбор - 25 т/ч;

-- максимальный расход пара в третий отбор (Ра - 12МВт) - 4,5 т/ч.

Система автоматического регулирования

Система автоматического регулирования (САР) турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

-- устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

-- устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

-- удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах.

Состав и характеристики системы регулирования

Система регулирования турбины Т 12/12-60/2,5 электрогидравлическая с независимым регулированием частоты вращения ротора и давления пара в регулируемом отборе. Система регулирования выполнена с «опрокинутым» импульсом, т.е. повышение частоты вращения ротора турбины ведет к уменьшению давления импульсного масла. Система автоматического регулирования снабжается маслом от главного масляного насоса (ГМН) при работе турбины и от пускового масляного насоса (ПМН) в процессах пуска и останова.

Значение давления силового масла составляет (8,3?8,7) кгс/см2. Значение давления импульсного масла в статике составляет 0,5 давления силового масла.

В САР турбины входят:

1. Органы парораспределения:

-- СК, РК, ПРД, КОС;

2. Узлы и элементы управления органами парораспределения:

-- сервомотор РК, предназначенный для их перемещения в соответствии с изменением нагрузки турбины либо числа оборотов на холостом ходу (сервомотор высокого давления ? СВД);

-- привод ПРД, состоящий из двух сервомоторов (сервомоторы низкого давления - СНД);

-- золотниковое устройство, предназначенное для управления сервомоторами РК и ПРД;

-- сервомоторы обратных клапанов отборов турбины (сервомоторы КОС);

-- регулятор скорости центробежного типа (РС-3000), являющийся импульсным органом цепи регулирования скорости вращения ротора турбины;

-- механизм управления регулятором скорости (МУРС), предназначенный для изменения частоты вращения ротора турбины при её работе на холостом ходу (х.х.) или электрической нагрузки при работе турбины в сети. МУРС выдает управляющий импульс (в виде изменения давления масла), который поступает на золотниковое устройство СВД и СНД. МУРС снабжен маховиком местного управления и электродвигателем дистанционного управления;

3. Узлы и элементы, работающие в системе защит турбины:

-- масляный выключатель турбины (МВТ);

-- пожарная задвижка (ЗП);

-- реле пожарной задвижки (РПЗ);

-- реле электрических импульсов генератора (РЭИГ);

-- реле осевого сдвига (РОС);

-- реле обратных клапанов турбины (РОК);

-- реле-ускоритель (в защиту не включено);

-- реле-указатель относительного расширения ротора (в защиту не включено).

Регулирование электрической нагрузки паротурбинной установки.

Система регулирования обеспечивает изменение нагрузки турбины в соответствии с изменением условий работы энергосистемы, осуществляя, тем самым, первичное регулирование частоты. Однако, поскольку при эксплуатации реакторной установки должно выполняться условие постоянства давления в барабане-сепараторе, работа САР, при изменении частоты в энергосистеме, не приводит к длительному изменению электрической нагрузки ТА.

Постоянное давление в барабане-сепараторе обеспечивается работой электронного регулятора давления «РД до себя». При отклонении давления в барабане-сепараторе от заданного, электрический импульс от электронного регулятора поступает на ЭД МУРС, который через СВД изменяет расход пара на турбину, восстанавливая давление в барабане-сепараторе.

Включение в работу «РД до себя» производится постановкой переключателя МУРС, расположенного на пульте n05а БЩУ, в положение «автомат». В этом случае САР работает следующим образом:

-- при возрастании частоты в энергосистеме, САР, получая управляющий импульс от регулятора скорости, прикрывает РК, тем самым, уменьшая электрическую мощность ТА. Прикрытие РК ведет к уменьшению расхода пара из барабана-сепаратора на турбину и, как следствие, к росту давления в барабане-сепараторе. При этом вступает в работу «РД до себя», который выдает импульс на ЭД МУРС на увеличение расхода пара на турбину, тем самым, восстанавливая давление в барабане-сепараторе и электрическую мощность ТА. При снижении частоты в энергосистеме происходит обратный процесс.

С целью предотвращения значительных колебаний частоты в энергосистеме, при сбросах и набросах нагрузки, выполнено автоматическое отключение регулятора «РД до себя» при отклонении частоты в системе на величину -1,5 Гц от номинальной (50 Гц).

При постановке переключателя МУРС в положение «дистанционно» изменение электрической нагрузки ТА или числа оборотов турбины при работе на холостом ходу производится воздействием на ключ управления МУРС с БЩУ. Электрическая нагрузка и число оборотов на х.х. могут регулироваться также воздействием на маховичок МУРС, расположенного на переднем стуле турбины.

Регулирование тепловой нагрузки паротурбинной установки

САР турбины оснащена электронным регулятором давления пара во втором отборе. Электрический импульс от него поступает на ЭД механизма управления регулятором давления (МУРД), который, воздействуя на СНД, изменяет положение ПРД.

Включение электронного регулятора в работу производится постановкой переключателя блока управления (БУ) «Т-отбор», расположенным на пульте n06а БЩУ, в положение «автомат». Величина давления, которое требуется поддерживать, определяется задатчиком регулятора на БУ и может изменяться.

Регулятор работает следующим образом:

-- при уменьшении расхода пара в отбор, увеличивается давление в камере отбора.

От электронного регулятора на электродвигатель МУРД поступает сигнал «убавить». МУРД через СНД начинает открывать ПРД. Перемещение СНД будет продолжаться до тех пор, пока давление в отборе не станет равно заданному. При увеличении расхода пара система работает аналогично, вызывая перемещение ПРД на закрытие. Давление во втором отборе может изменяться воздействием на кнопки «больше» ¬ «меньше» БУ «Т-отбор» при переключении его в положение «дистанционно», а также воздействием на маховичок МУРД вручную по месту.

5 Подробное описание работы САР содержится в документе «Турбина АТ-12-60 ЧССР. Система автоматического регулирования. Реконструкция. Техническое описание», инв. № А.237-480 ТО.

Система маслоснабжения

Система маслоснабжения предназначена для снабжения маслом систем регулирования и смазки, хранения необходимого для нормальной работы количества масла, а также для отвода тепла от подшипников паротурбинной установки.

При эксплуатации системы маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

-- надежность работы агрегатов на всех режимах;

-- пожаробезопасность;

-- поддержание нормального качества масла и температурного режима;

-- предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему.

В состав системы маслоснабжения паротурбинной установки блока входят:

-- масляный бак (МБ);

-- инжекторы подпора и смазки;

-- главный масляный насос (ГМН);

-- пусковой масляный насос (ПМН);

-- аварийный масляный насос (АМН);

-- маслоохладители (МО);

-- трубопроводы и арматура.

Подача масла в систему регулирования и на смазку подшипников осуществляется при пуске турбины пусковым масляным насосом с электроприводом, а при работе турбины ? главным масляным насосом центробежного типа, рабочее колесо которого насажено на ротор турбины.

Масло в систему смазки подается инжектором смазки. Перед подачей на смазку подшипников масло проходит через маслоохладитель.

Давление масла в линии смазки поддерживается сливным клапаном.

Масло на всасывание ГМН подается инжектором подпора.

К общестанционному оборудованию, расположенному в машинном зале, и обеспечивающему работу блочных систем маслоснабжения, относятся:

-- маслоочистительная установка (МОУ);

-- доливочный маслобак (ДМБ);

-- бак грязного масла (БГМ);

-- насос грязного масла (НПГМ);

-- общестанционные маслопроводы и арматура.

Эксплуатация данного оборудования осуществляется в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации системы маслоснабжения тепломеханического оборудования главного корпуса Билибинской АЭС», БиАЭС 1.2.1.02.001.01.32.

Турбинное масло

Характеристики, основные показатели свежего турбинного масла:

-- марка - Тп-22с;

-- содержащиеся присадки:

-- антиокислитель ионол - 0,8 %;

-- антикоррозийная В-15/41 - 0,02 %;

-- деэмульгатор Д-157 - 0,02 %.

-- вязкость кинематическая при 50 0C - (20-23) сСт;

-- кислотное число, мг КОН на 1 г масла - не более 0,5 мг/г;

-- время деэмульсации - не более 3 мин;

-- температура вспышки - не менее +186 0С;

-- температура застывания - не выше «минус» 15 0С;

-- содержание серы - не более 0,3 %.

Масляный бак турбины

МБ выполняет две основные функции: во-первых, он служит ёмкостью, обеспечивающей маслом системы смазки и регулирования турбины; во-вторых, в баке масло отстаивается от воздуха, воды, механических примесей, а также от вредных продуктов разложения масла и коррозии поверхностей масляной системы и системы регулирования. Верхняя часть МБ вентилируется с помощью насоса отсоса паров масла (НОПМ).

Примечание - Конструкция, технические характеристики, КИП и порядок эксплуатации НОПМ описаны в «Инструкции по эксплуатации насосов реакторно-турбинного цеха», БиАЭС 1.2.1.02.001.01.03.

МБ изготовлен из листовой стали и разделен промежуточной фильтрующей перегородкой, представляющей собой две сетки, на грязный и чистый отсеки. Первая по ходу движения масла сетка - с ячейками (0,5-0,5) мм выполнена по всей высоте бака, вторая - с ячейками (0,25 - 0,25) мм в нижней части и с ячейками (0,5-0,5) мм в верхней (170 мм по высоте). Сетки предназначены для улавливания механических примесей и способствуют отделению воздуха из масла. Поочерёдное извлечение сеток позволяет производить их чистку в процессе работы установки.

Примечание - Условия и порядок очистки сеток МБ турбины описаны в «Инструкции по предупреждению и ликвидации нарушений на турбоагрегатах с турбиной Т-12/12-60/2,5» БиАЭС 1.2.5.03.001.01.02.

Дно МБ выполнено с уклоном в сторону чистого отсека для обеспечения возможности периодического слива шлама, отстоя, воды и грязи.

В грязном отсеке МБ установлены две силовые перегородки с окнами для протока масла. Окна выполнены на половину высоты перегородок (в нижней части МБ) и расположены диагонально противоположно относительно продольной оси бака.

В нижней точке грязного отсека МБ, перед фильтрующей перегородкой, выполнена врезка трубопровода аварийного слива масла диаметром 89 мм с арматурой n АСМ-1, 2.

Примечание - Время аварийного слива масла из МБ турбины составляет не более 10 мин.

В нижней точке чистого отсека выполнена врезка трубопровода для опорожнения МБ с арматурой n М-8, 9.

Характеристики МБ турбины:

-- рабочий объем - 5 м3;

-- максимальный уровень (от крышки МБ) - 350 мм;

-- минимальный уровень (от крышки МБ) - 700 мм;

-- нормальный уровень (от крышки МБ) - (450-500) мм;

-- перепад уровня на сетках между чистым и грязным отсеками - не более 100 мм;

-- количество масла на 10 мм уровня - 48 л.

Примечания:

1. Верхний эксплуатационный предел (450 мм) выбран из условия недопустимости перелива масла из грязного отсека в «чистый через сетку с более крупной ячейкой.

2. Размеры МБ турбины выбраны из условия обеспечения определённого минимального время, чтобы масло, поступающее из подшипников с определённым содержанием воздуха и воды успевало восстановить свои прежние свойства и не приобрело характер эмульсии. При этом ухудшаются его смазывающие свойства.

При отключении ПМН и АМН максимальный уровень масла в МБ возрастает до 200 мм от крышки за счет слива масла из маслопроводов и картеров подшипников.

Уставки сигнализации по уровню масла в МБ (от крышки МБ):

-- по поплавковому уровнемеру:

-- min = 500 мм;

-- max = 350 мм;

-- по прибору БЩУ поз. М-506:

-- нижняя уставка = «плюс» 20 мм от текущего уровня масла;

-- верхняя уставка = 450 мм.

Для охлаждения МБ при пожаре на маслосистеме и/или при опасности распространения огня на МБ на каждом энергоблоке предусмотрена дренчерная система орошения МБ турбины, которая включает в себя:

-- трубопровод подачи воды из противопожарного водовода (кольца) с запорной арматурой ПЗО-n;

Примечание - Здесь и далее n ­ это номер блока.

-- 11 распылительных форсунок;

-- короб из оцинкованного железа для сбора разбрызгиваемой воды и исключения её попадания на ЭД ПЭН.

Для исключения попадания паров масла из МБ в машинный зал предусмотрена система отсоса паров масла (СОПМ), которая включает:

-- дефлектор, расположенный на крышке МБ;

-- НОПМ;

-- маслоуловитель;

-- огнепреградитель;

-- трубопроводы и арматуру;

-- КИП:

-- «Разрежение в МБ ТА», ОБМ поз. n М-217, отм. +6,6 МЗ;

-- «Р на всасывании НОПМ», ОБМ поз. n М-275, отм. +6,6 МЗ;

-- «Р на напоре НОПМ», ОБМ поз. n М-276, отм. +6,6 МЗ.

Инжектор подпора и инжектор смазки

Инжектор подпора служит для подачи масла с давлением до 0,8 кгс/см2 на всасывании ГМН и распложен в чистом отсеке МБ турбины, со стороны стены бокса РУТ.

Основными элементами инжектора подпора является сопло и диффузор. Напорное масло, пройдя сопло, направляется в диффузор, при этом подсасывается масло из МБ турбины.

Инжектор смазки служит для подачи масла с давлением до 1,8 кгс/см2 в систему смазки. Конструкция инжектора смазки аналогична конструкции инжектора подпора.

Главный масляный насос

ГМН центробежного типа служит для подачи напорного масла в систему регулирования и в систему смазки.

Корпус насоса литой, состоит из верхнего и нижнего корпусов. В нижнем корпусе расположены подводящий и отводящий патрубки. Общий фланец патрубков крепится к плите переднего стула. Рабочее колесо литое, из нержавеющей стали. Колесо насажено на вал, жестко связанный с ротором турбины.

При частоте вращения ротора турбины 3000 об/мин и давлении на всасе 0,8 кгс/см2 давление напорного масла ГМН составляет 9,5 кгс/см2.

Производительность насоса - 100 м3/ч.

Пусковой масляный насос

ПМН предназначен для подачи масла в системы смазки и регулирования при пуске и останове турбины когда давление, развиваемое ГМН, недостаточно из-за малой частоты вращения.

Технические характеристики ПМН:

-- производительность насоса - 100 м3/ч;

-- давление в напорном патрубке при номинальной производительности - 8,0 кгс/см2;

-- давление во всасывающем патрубке при номинальной производительности - 0,3 кгс/см2;

-- перекачиваемая среда - масло всех марок при температуре от 20 0С до 60 0С;

-- среднеквадратическое значение виброскорости корпуса насоса на номинальном режиме - не более 7 мм/с;

-- частота вращения - 2960 об/мин;

-- мощность электродвигателя - 40 кВт.

ПМН состоит из корпуса и ротора. Корпус насоса выполнен без горизонтального разъема, сборка насоса торцевая. Ротор установлен в двух сдвоенных радиально-упорных подшипниках. Третий подшипник насосного агрегата жестко закреплен на валу и в корпусе, являясь фиксатором ротора. Четвёртый подшипник жестко закреплен на валу, а в корпусе имеет свободу перемещения для компенсации тепловых расширений.

ПМН выполнен разгруженным от осевых усилий. Незначительные не скомпенсированные осевые усилия от давления масла в полостях насоса воспринимаются четвертым радиально-упорным подшипником.

Место выхода вала из корпуса ПМН уплотняется сальником. При работе насоса протечки через сальниковое уплотнение не должны превышать 10 л/ч (0,001 м3/ч).

Примечание - Излишнее затягивание сальника ускоряет износ защитной втулки и увеличивает потери на трение.

Запрещается - подтягивать сальники на неработающем насосе.

Ротор насоса приводится во вращение электродвигателем через кольцевую муфту, состоящую из двух полумуфт, которые соединяются между собой через резиновые втулки, установленные на стальные цилиндрические пальцы, жестко закрепленные в полумуфте насоса.

ПМН включается КУ с БЩУ или автоматически при снижении давления масла на смазку до 1,1 кгс/см2 от ЭКМ поз. n М­225, расположенном на отм. +6,6 МЗ, при введенном переключателе «ПБ ПМН, АМН», расположенном на пан. n06 БЩУ.

Аварийный масляный насос

АМН служит для гарантированной подачи масла на смазку в случае неисправности ГМН, ПМН.

АМН шестеренчатого типа с электроприводом. Электродвигатель является потребителем системы аварийного электроснабжения потребителей 2-ой группы и получает питание по двум вводам ѕ с рабочих и резервных шин.

Технические характеристики АМН:

-- производительность насоса - 24 м3/ч;

-- напор - 1,5 кгс/см2;

-- число пар зубчатых колес - 2;

-- число оборотов - 950 об/мин;

-- мощность электродвигателя - 4 кВт.

Пуск насоса осуществляется только на открытую арматуру на всасывании (n М-1) и напоре (n М-2) насоса.

АМН включается КУ с БЩУ или автоматически при снижении давления масла на смазку до 0,9 кгс/см2 от ЭКМ поз.n М-219, расположенном на отм. +6,6 МЗ, при введенном переключателе «ПБ ПМН, АМН».

Маслоохладители

МО предназначены для охлаждения масла, поступающего к подшипникам.

Технические характеристики МО:

-- тип - «Семах» ЧССР (блоки №№ 1, 2, 3), МО-40-60 (блок № 4);

-- поверхность охлаждения - 18 м2 (МО-1, 2, 3 А, Б), 43 м2 (МО-4А, Б);

-- допустимая температура масла на выходе из МО - (35ё45)0С;

-- максимальное давление охлаждающей воды - 1,2 кгс/см2.

МО представляет собой кожухотрубный теплообменник. В качестве охлаждающей воды используется вода из системы охлаждения подшипников насосов. Предусмотрена возможность подачи сырой воды (с разрешения Н РТЦ, ЗН РТЦ).

Масло в МО движется в межтрубном пространстве, а охлаждающая вода циркулирует в трубном пучке.

На выходе из МО установлен фильтр для очистки масла от механических примесей.

Маслоочистительная установка.

МОУ предназначена для очистки масел от воды и механических примесей.

Конструкция, технические характеристики и порядок эксплуатации МОУ описаны в «Инструкции по эксплуатации системы маслоснабжения тепломеханического оборудования главного корпуса Билибинской АЭС», БиАЭС 1.2.1.02.001.01.32.

МОУ может быть подключена к любой из четырех блочных маслосистем и к ДМБ.

2.КЛАССИФИКАЦИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН

В зависимости от конструктивных особенностей, характера теплового процесса, параметров свежего и отработавшего пара и использования в промышленности существуют различные признаки классификации паровых турбин.



1. По использованию в промышленности все турбины делятся на:

а) транспортные турбины - турбины нестационарного типа с переменным числом оборотов; турбины этого типа применяются для привода гребных винтов крупных судов (судовые турбины) и на железнодорожном транспорте (турболокомотивы).

б) Стационарные паровые турбины - это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. Стационарные турбины в свою очередь подразделяются на:

1) Энергетические турбины - турбины стационарного типа с постоянным числом оборотов, предназначенные для привода электрических генераторов, включенных в энергосистему, и отпуска теплоты крупным потребителям, например (жилым районам, городам и т.д.). Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ; Энергетические турбины характеризуются прежде всего большой мощностью, а их режим работы - практически постоянной частотой вращения. Подавляющее большинство энергетических турбин выполняют на номинальную частоту вращения 3000 1/мин. Их называют быстроходными. Для АЭС некоторые турбины выполняют тихоходными - на частоту вращения 1500 1/мин. [2]

2) Промышленные и вспомогательные турбины - турбины стационарного типа с переменным числом оборотов. Промышленные турбины служат для производства теплоты и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например металлургического, текстильного, химического и т.д. Часто чаткие турбины работают на мальмощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических.

Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии - обычно для привода питательных насосов, вентиляторов, воздуходувок котла и т.д.; [2]

2. По числу ступеней:

а) одноступенчатые турбины - с одной или несколькими ступенями скорости; эти турбины (обычно небольшой мощности) применяются главным образом для привода центробежных насосов, вентиляторов и других аналогичных механизмов;

б) многоступенчатые турбины активного и реактивного типов малой, средней и большой мощности. [1]

3. По направлению потока пара:

а) осевые турбины, в которых поток пара движется вдоль оси турбины;

б) радиальные турбины, в которых поток пара движется в плоскости, перпендикулярной оси вращения турбины; иногда одна или несколько последних ступеней мощных радиальных конденсационных турбин выполняются осевыми. Радиальные турбины в свою очередь подразделяются на имеющие неподвижные направляющие лопатки и на имеющие только вращающиеся рабочие лопатки.[1]

4. По числу корпусов (цилиндров):

а) однокорпусные (одноцилиндровые);

б) двухкорпусные (двухцилиндровые);

в) многокорпусные (многоцилиндровые).

Большинство турбин выполняют многоцилиндровыми. Это позволяет получить более высокую мощность в одном агрегате, что удешевляет и турбину и электростанцию. Наибольшее число цилиндров, из которых состоит современная турбина - 5. [2]

Многоцилиндровые турбины, у которых валы отдельных корпусов составляют продолжение один другого и присоединены к одному генератору, называются одновальными; турбины с параллельным расположением валов называются многовальными. В последнем случае каждый вал имеет свой генератор. [1]

5. По принципу парораспределения:

а) турбины с дроссельным парораспределением, у которых свежий пар поступает через один или несколько одновременно (в зависимости от развиваемой мощности) открывающихся клапанов, в настоящий момент не находят применения;

б) турбины с сопловым парораспределением, у которых свежий пар поступает через два или несколько последовательно открывающихся регулирующих клапанов;

в) турбины с обводным парораспределением, у которых, кроме подвода свежего пара к соплам первой ступени, имеется подвод свежего пара к одной, двум или даже трем промежуточным ступеням (устаревшие турбины).[1]

6. По принципу действий пара:

а) активные турбины, в которых потенциальная энергия пара превращается в кинетическую в каналах между неподвижными лопатками или в соплах, а на рабочих лопатках кинетическая энергия пара превращается в механическую работу; в применении к современным активным турбинам это понятие несколько условно, так как они работают с некоторой степенью реакции на рабочих лопатках, возрастающей от ступени к ступени по направлению хода пара, особенно в конденсационных турбинах. Турбины активного типа выполняются только осевыми;

б) реактивные турбины, в которых расширение пара в направляющих и рабочих каналах каждой ступени происходит примерно в одинаковой степени. Эти турбины могут быть как осевыми, так и радиальными, а последние в свою очередь могут исполняться как с неподвижными направляющими лопатками, так и с только вращающимися рабочими лопатками.

7. По характеру теплового процесса:

а) конденсационные турбины с регенерацией; в этих турбинах основной поток пара при давлении ниже атмосферного направляется в конденсатор. Так как скрытая теплота парообразования, выделяющаяся при конденсации отработавшего пара, у данного типа турбин полностью теряется, то для уменьшения этой потери из промежуточных ступеней турбины осуществляется частичный, нерегулируемый по давлению отбор¹ пара для подогрева питательной воды; количество таких отборов бывает от 2--3 до 8--9 [1]. Главное назначение конденсационных турбин - обеспечивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС (мощность крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000-1200 Мвт)[2].

б) теплофикационные турбины с одним или двумя регулируемыми (по давлению) отборами пара из промежуточных ступеней для производственных и отопительных целей при частичном пропуске пара в конденсатор.[1] Они предназначены для выработки теплоты и электрической энергии. Турбина может иметь отопительный отбор для отопления зданий, предприятий и т.д., производственный отбор для технологических нужд промышленных предприятий а также и тот и другой отбор. [2].

в) турбины с противодавлением, тепло отработавшего пара которых используется для отопительных или производственных целей. В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. К этому типу турбин, хотя и несколько условно, можно отнести также и турбины с ухудшенным вакуумом, у которых тепло отработавшего пара может использоваться для отопления, горячего водоразбора или технологических целей [1];

г) предвключенные турбины (это также турбины с противодавлением), но их отработавший пар используется для работы в турбинах среднего давления. Такие турбины обычно работают при высоких параметрах свежего пара и применяются при надстройке электростанций средних параметров с целью повышения экономичности их работы. Под надстройкой электростанции понимают установку на ней котлов высокого, сверхвысокого и сверхкритического давлений и предвключенных турбин в качестве блока высокого давления на базе существующей станции среднего давления;

д) турбины с противодавлением и регулируемым по давлению отбором пара из промежуточной ступени. Таким образом, главным назначением такой турбины является производство пара заданного давления (в пределах 0,3-3 Мпа).[2];

е) турбины мятого пара, использующие для выработки электроэнергии отработавший пар молотов, прессов и паровых поршневых машин;

ж) турбины двух и трех давлений с подводом отработавшего пара различных давлений к промежуточным ступеням турбины.

Турбины, перечисленные в п. «б»--«д», кроме регулируемых отборов пара, обычно имеют нерегулируемые отборы для регенерации.

По ГОСТ 3618-82 приняты следующие обозначения турбин. Первая буква характеризует тип турбины;

К -- конденсационная;

Т -- теплофикационная с отопительным отбором пара;

П -- теплофикационная с производственным отбором пара для промышленного потребителя;

ПТ -- теплофикационная с производственным и отопительным регулируемыми отборами пара;

Р -- с противодавлением;

ПР -- теплофикационная с производственным отбором и противодавлением; ТР -- теплофикационная с отопительным отбором и противодавлением;

ТК -- теплофикационная с отопительным отбором и большой конденсационной мощностью;

КТ -- теплофикационная с отопительными отборами нерегулируемого давления.

После буквы в обозначении указываются мощность турбины, МВт (если дробь, то в числителе номинальная, а в знаменателе максимальная мощность), а затем начальное давление пара перед стопорным клапаном турбины, МПа (кгс/см² в старых обозначениях). Под чертой для турбин типов П, ПТ, Р и ПР указывается номинальное давление производственного отбора или противодавление, МПа (кгс/см²) [3].

8. По параметрам свежего пара:

а) турбины среднего давления, работающие на свежем паре с давлением 34,3 бар и температурой 435°С;

б) турбины повышенного давления, работающие на свежем паре с давлением 88 бар и температурой 535°С;

в) турбины высокого давления, работающие на свежем паре с давлением 127,5 бар и температурой 565°С, с промежуточным перегревом пара до температуры 565°С;

г) турбины сверхкритических параметров, работающие на свежем паре с давлением 235,5 бар и температурой 560°С с промежуточным перегревом пара до температуры 565°С. [1]

3.РАБОЧИЙ ПРОЦЕСС В ПАРОВОЙ ТУРБИНЕ Т-12/12-60/2,5

Состояние водяного пара, участвующего в каком либо техническом процессе, непрерывно изменяется в течение этого процесса.

Изохорический процесс - изменение состояния пара при постоянном объеме (х=const ). Это происходит при подводе или отводе тепла к пару, находящемуся в герметично закрытом сосуде. При подводе тепла давление и температура пара увеличиваются, при отводе - уменьшаются. Никакой работы пар при этом не совершает.

Изотермический процесс - изменение состояния пара при постоянной температуре ( t=const ). Этот процесс для влажного насыщенного пара возможен только при неизменном давлении, т.к. определенной температуре насыщенного пара всегда соответствует строго определенное давление. При этом изменяются степень сухости, плотность, энтальпия. Сухой насыщенный пар при изотермическом расширении становится перегретым; изотермический процесс связан с изменением давления и объема: при расширении увеличивается объем и давление, при сжатии наоборот.

Изобарический процесс - это изменение состояния пара при постоянном давлении ( р = const ). Этот процесс происходит при подводе тепла к пару, находящемуся в цилиндре с подвижным поршнем, на который действует нагрузка. При этом пар расширяется и совершает работу по перемещению поршня, занимая больший объем в цилиндре. Температура перегретого пара при этом повышается, а температура насыщенного пара не меняется.

Адиабатический процесс - изменение состояния пара без подвода и отвода теплоты. Этот процесс возможен только теоретически, если изменение состояния пара происходит в сосуде с теплонепроницаемыми стенками.

При адиабатическом расширении насыщенного пара происходит его увлажнение, при адиабатическом сжатии - подсушивание.

У перегретого пара при адиабатическом расширении температура падает, при сжатии повышается. Практически осуществить адиабатический процесс нельзя, т.к. от трения и теплообмена в реальных машинах избавиться не удается. При изучении рабочего процесса турбин часто принимают, что процесс происходит в идеальной турбине, без вышеупомянутых потерь, а потом в расчеты вводят поправки.

Политропический процесс - изменение состояния пара при изменяющихся давлении, температуре, объеме и при подводе или отводе тепла. Этот процесс имеет место в существующих паровых машинах и турбинах, работа пара в которых всегда сопровождается потерями тепла в окружающую среду через металлические стенки трубопроводов, каналов и корпусов и притоком тепла за счет преобразующейся в теплоту работы трения, ударов и вихреобразования в паровой струе.

Процесс дросселирования. Этот процесс имеет место, например, при протекании пара через не полностью открытый вентиль. Во время прохода через узкую щель пар при падении давления приобретает большую скорость, которая затем тратится на завихривание в выпускном патрубке вентиля. Энтальпия пара более низкого давления, полученного в результате дросселирования, равна энтальпии пара, подводимого к вентилю.

Все перечисленные изменения состояния пара наглядно изображаются на диаграмме состояний пара, так называемой hs-диаграмме (рисунок 4), пользуясь которой можно в практике работы с паровыми турбинами найти состояние пара (степень сухости х, энтальпию h и т.п.) после его расширения от известного начального состояния до конечного давления р1 или же определить перепад тепла при этом расширении.

Рисунок 4 - h-s диаграмма для водяного пара.

Диаграмма построена так, что каждому состоянию пара на ней отвечает точка, а всякий процесс изменения состояния изображается линией, соединяющей точки, определяющие начальное и конечное состояние пара.

На hs-диаграмме по вертикальной оси в определенном масштабе отложены значения энтальпии h, по горизонтальной оси - энтропии s водяного пара. Адиабатическое расширение пара изобразится на диаграмме вертикальной прямой (адиабатой); длина этой прямой соответствует разности энтальпий свежего и отработавшего пара в идеальной турбине, работающей, как указано выше, без теплообмена и трения. Эта разность энтальпий обозначается Дh и называется адиабатическим или располагаемым теплопадением (располагаемым перепадом тепла) или работоспособностью пара.

Вся диаграмма разделена жирной кривой на две части, из которых верхняя представляет собой область перегретого пара, а нижняя - область насыщенного пара. Эта кривая называется пограничной кривой пара или линией насыщения. На диаграмме нанесены еще следующие линии:

- кривые постоянного давления (изобары);

- кривые постоянной температуры (изотермы), имеющиеся только в области перегретого пара, так как в области насыщенного пара они совпадают с изобарами;

- кривые постоянной сухости, имеющиеся только в области влажного пара. Последняя из этих кривых совпадает с пограничной кривой, так как сухой насыщенный пар имеет х = 1 при всех давлениях.

Процесс в соплах

Процесс расширения пара связан с преобразованием потенциальной энергии в кинетическую: энтальпия пара понижается - скорость течения возрастает.

Из термодинамики известно, что в идеальном случае истечения пара из сопла (без учета теплообмена с внешней средой, потерь энергии на трение и вихревые движения) преобразование потенциальной энергии в кинетическую подчиняется уравнению энергии

, (1)

где h₀, h_1t - начальная и конечная энтальпия 1 кг пара, Дж/кг;

с₀ - начальная скорость пара перед соплом, м/сек;

с_1t - теоретическая скорость пара на выходе из сопла, м/сек.

Из уравнения (1) находится теоретическая (без учета потерь) скорость

где Дh₀^с = h_о - h_1t - изоэнтропический тепловой перепад в сопловых или направляющих каналах, Дж/кг.

Если скорость с₀ невелика, то ею можно пренебречь, и тогда

.

В паровых турбинах широко используют кольцевые турбинные решетки - систему каналов, образованную установленными по кольцу профилями специальной - формы. Все профили в решетке одинаковы, их устанавливают на равном расстоянии друг от друга и одинаковым образом. В результате между профилями образуются каналы, через которые протекает пар (рисунок 5).

Входная часть профиля называется входной кромкой, выходная - выходной кромкой; выпуклая часть спинкой или стороной разрежения, вогнутая - стороной давления; выходная часть канала - косым срезом.

Путем изменения формы профилей и расположения их в решетке можно получить необходимую форму каналов.

В паротурбостроении находят преимущественное применение суживающиеся сопла с косым срезом и в редких случаях расширяющиеся с косым срезом (рисунок 5, в и г). Суживающиеся и расширяющиеся сопла без косого среза ( рисунок 5, а и б) применяются в водо- и паро-струйных эжекторах.

Подвод пара к соплам турбины называется полным, если сопла расположены по всей окружности цилиндра и пар поступает сразу на все рабочие лопатки. Если же сопла расположены на части окружности, то такой подвод пара к ступени называется парциальным (применяется у турбин небольшой мощности).

Отношение дуги m1, занятой соплами, к длине окружности рd называют степенью парциальности и обозначают е .

= ,

где d - средний диаметр ступени (диаметр средней окружности лопаток);

ti - шаг сопл по средней окружности;

zi - число сопловых каналов.

Потери энергии в соплах увеличиваются с уменьшением высоты сопл и степени парциальности.

а - суживающееся сопло без косого среза; б - расширяющееся сопло без косого среза; в - суживающееся сопло с косым срезом; г - расширяющееся сопло с косым срезом; контуры 1, 2, 3 - косые срезы сопл.

Рисунок 5 - Эскизы сопловых каналов.

Для турбин небольшой мощности и незначительным пропуском пара при скорости вращения 3000 об/мин значения t₁ и е получаются очень малыми. В этих случаях у нестандартных паровых турбин повышают рабочее число оборотов до 5000-6000 в минуту, что позволяет уменьшить диаметр рабочего колеса при сохранении окружной скорости и получить приемлемые значения t₁ и е .

У современных стационарных паровых турбин во всех ступенях, кроме регулирующих, подвод пара осуществляется по полной окружности, т.е. с парциальностью е =1.

Расчет суживающегося сопла сводится к определению выходной площади поперечного сечения, для расширяющегося сопла должны быть определены также площадь минимального сечения и длина сопла.

Площадь поперечного сечения определяется по уравнению неразрывности струи пара:

,

где G - расход пара через сопло, кг/сек;

f - площадь поперечного сечения сопла, м²;

х - удельный объем пара в рассчитываемом сечении, м³/кг;

с - скорость пара в этом сечении, м/сек.

Расход пара при расчете сопла является заданной величиной. Таким образом, для определения сечения, которое равно

,

необходимо знать величины х и с; их можно определить, пользуясь hs- диаграммой.

Расчет расширяющегося сопла производится аналогичным образом. Наименьшее сечение f_мин может быть определено из формулы

,

где р₀ - давление пара перед соплом;

х₀ - удельный объем пара перед соплом, м3/кг;

f_мин - площадь поперечного сечения горла сопла, м².

Длина расширяющейся части сопла круглого сечения может быть определена по формуле

,

где d_макс - диаметр сопла у выхода;

d_мин - диаметр горловины сопла;

г - угол расширения сопла, который обычно принимается равным 6-10° в зависимости от желательной длины сопла (рисунок 5).

Процесс на лопатках, треугольники скоростей

Во всех современных турбинах, за исключением нескольких специальных конструкций, струя пара, вытекающего из сопел, направлена под некоторым углом к плоскости, в которой вращается диск с рабочими лопатками. На рабочие лопатки пар должен вступать по возможности без удара во избежание потерь кинетической энергии. Безударный вход на рабочие лопатки определяется тем, что относительная скорость пара при входе на рабочую лопатку направлена по касательной к профилю лопатки на входе (рисунок 6).



Рисунок 6 - Треугольники скоростей одноступенчатой активной турбины.

На рисунке 6 изображены треугольники скоростей для ступени активной турбины при нормальных условиях ее работы. Эти треугольники представляют собой графики векторов скорости при входе пара на рабочие лопатки и при выходе с них.

Допустим, что ось сопла расположена под углом б1 к плоскости АВ вращения диска и что струя пара подойдет к рабочим лопаткам под этим углом б1. Абсолютная скорость пара при входе на лопатку изобразится при этом вектором с₁. Однако лопатки движутся со скоростью и (слева направо по рисунку 6), которую принимают равной окружной скорости на среднем диаметре ступени. Следовательно, струя пара вступит на лопатки с некоторой относительной скоростью w₁. Величина этой скорости является геометрической разностью скоростей с₁ и u₁; находится она следующим построением.

Определив по формуле 3 величину с₁ , строим в определенном масштабе, например 10 м/сек =1 мм, вектор с1 под углом б 1 (рисунки 6 и 7). Из конца этого вектора откладываем взятый в том же масштабе вектор u; откладываем его в сторону, противоположную направлению действительного движения, так как вектор u нужно вычесть из вектора с₁.

Рисунок 7 - Треугольники скоростей одноступенчатой активной турбины при различных u / с₁.

Соединив начало вектора с1 с концом вектора и, получим треугольник, в котором сторона w₁ представляет собой геометрическую разность скоростей с₁ и u, т.е. выражает искомую относительную скорость вступления пара на лопатки.

Вектор w₁ будет направлен под углом в1 к плоскости вращения диска. Очевидно, что в1 и есть тот правильный угол профиля лопатки, при котором струя вступит на лопатку без удара. Возможность удара и связанной с ним потери кинетической энергии появится только при изменении скорости с₁ истечения пара из сопла или при изменении окружной скорости и, или, наконец, при отклонении струи от оси сопла.

Внутренняя часть лопатки (рабочая поверхность) обычно очерчена по дуге окружности. Пройдя по лопаточному каналу, пар будет уходить из него с относительной скоростью w₂, направленной под углом в2, который определяется направлением профиля спинки лопатки при выходе пара. В активных ступенях угол в2 часто выбирают равным углу в1. Относительная скорость w₂ будет несколько меньше скорости w₁ , так как при протекании пара по междулопаточному каналу происходят потери кинетической энергии. Величину w₂ можно определить в этом случае по формуле