Презентация на тему "Лекція № 15 - Ущільнення багатоступеневих парових турбін."

Содержание

• 
  Слайд 1

  Лекція № 15 - Ущільнення багатоступеневих парових турбін.

  Основні питання лекції: 1. Втрати пари в багатоступеневих парових турбінах. 2. Призначення та типи ущільнень парових турбін. 3. Термодинамічні основи ущільнень парових турбін. 4. Конструкція ущільнень парових турбін. 5. Організація потоків пари в кінцевих ущільненнях парових турбін. 6. Приклади конструктивного виконання ущільнень парових турбін.

• 
  Слайд 2

  1. Втрати пари в багатоступеневих парових турбінах.

  Потери от утечек рабочего тела в паровой турбине вызваны протечками через зазоры сопловых или рабочих лопаток, зазоры концевых уплотнений между валом турбины и ее корпусом. Протечки рабочего тела не совершают полезной работы в ступени . Энергия пара протечки является потерянной как в ступени, так и в турбине в целом. Потери от утечек рабочего тела в паровой турбине снижают мощность на номинальном режиме.

• 
  Слайд 3
  

  Протечки в ступени — это потоки через зазоры: между диафрагмой и валом Gу , между бандажом рабочих лопаток и статором (диафрагмой или корпусом) Gб, между диафрагмой и диском у корня рабочих лопаток GK, через разгрузочные отверстия G0ТВ. 3

• 
  Слайд 4
  

  Протечки в турбине — это потоки через зазоры концевых уплотнений между валом турбины и ее корпусом, в разъеме половин диафрагм, по посадочным поверхностям диафрагмы, а также обойм диафрагм и уплотнений в корпус. В корпусах ЦНД конденсационных турбин — это дополнительный расход пара, который подводится к концевым уплотнениям для того, чтобы предотвратить подсос воздуха из атмосферы в конденсатор. 4

• 
  Слайд 5

  2. Призначення та типи ущільнень парових турбін.

  Для уменьшения протечек через зазоры между статором и ротором турбины применяются лабиринтовые уплотнения, представляющие собой последовательный ряд сужений для потока протечки. Сужения образованы гребешками, расположенными на статоре, и поверхностью ротора. Типы лабиринтовых уплотнений : ступенчатого типа (а) - щели (сужения) располагаются на выступе и впадине ротора, прямоточного типа (б) - гладкий ротор не имеет выступов и впадин. Для исключения возможности местного разогрева ротора и его искривления при задеваниях в лабиринтовом уплотнении часто гребешки располагаются на роторе, выступы и впадины на статорных деталях. 5

• 
  Слайд 6
  

  Принцип работы лабиринтового уплотнения в щели поток ускоряется до сравнительно большой скорости, в камере за щелью уплотнения ступенчатого типа он тормозится практически до нулевой скорости. Торможение в камере идет без восстановления механической энергии, изобарически, с полной диссипацией кинетической энергии потока, которая расходуется на нагрев пара в камере. Давление в камере устанавливается ниже давления перед щелью. Таким образом, давление от камеры к камере по потоку уменьшается, а энтальпия пара во всех камерах остается неизменной, так как теплота от пара в уплотнении не отводится. 6

• 
  Слайд 7

  3. Термодинамічні основи ущільнень парових турбін.

  Процесс течения пара в уплотнении (h,S – диаграмма). Состояние пара перед первой щелью характеризуется точкой ОI. Расширение пара в первой щели (отрезок ОIаI). Кинетическая энергия пара в первой щели Сщ2/2 = H0I. При изобарном торможении в камере за первой щелью (отрезок ОIIаI) кинетическая энергия потока переходит в теплоту. Энтальпия пара перед второй щелью (точка ОII) становится равной энтальпии перед первой щелью h0. Во второй и третьей щелях и камерах процессы повторяются. Располагаемые теплоперепады на каждую последующую щель H0II H0III, увеличиваются, так как скорости пара возрастают от щели к щели. Увеличение скоростей в щелях вытекает из уравнения неразрывности: Сщ = Gуv/Fу (1). 7

• 
  Слайд 8
  

  Для уплотнения с постоянным диаметром dу и зазором δу площади всех щелей и расходы пара одинаковы (F у =π d у δ у, G у= const). Удельные объемы пара v увеличиваются. Поэтому скорости Сщ в щелях вдоль уплотнения возрастают до максимальной в последней щели. Состояние пара в камерах уплотнения характеризуется точками ОI, ОI I , О III на линии h0 = const, соответствующей процессу дросселирования. Температура пара вдоль уплотнения понижается до 40 °C в концевых уплотнениях ЦВД и ЦСД, и до 5…7 °C в диафрагменных уплотнениях. Состояние пара в щелях (сужениях) уплотнения характеризуется точками аI, аII,а III на линии аб, которая соответствует процессу течения пара с трением в трубе постоянного сечения и называется линией Фанно. 8

• 
  Слайд 9
  

  Расход пара от утечки через уплотнения паровых турбин : Gу = μу Fу√ (р0/v0 ) √[(1-ε2) /z] (2) где μу —коэффициент расхода щели уплотнения, определяемый по рис.(опыты Б. М. Трояновского); Fу = π dу δу — площадь зазора в уплотнении; р0,v0 —давление и удельный объем перед уплотнением; ε = р1/р0—отношение давления за уплотнением к давлению перед уплотнением. Для прямоточных уплотнений пар в камерах тормозится не полностью. Расход утечки больше на поправочный коэффициент ку = 1,0…2.4, зависящий от зазораδу и расстояния между гребешками Δ. 9

• 
  Слайд 10

  4. Конструкція ущільнень парових турбін.

  Основные требования к уплотнениям паровых турбин: -минимальный пропуск пара; -уменьшение необходимой для размещения уплотнений длины ротора; -безопасности от задеваний при пуске и работе паровых турбин; -легкости замены во время планово-предупредительных и других ремонтов; -упрощения системы отвода рабочего тела. Уменьшение утечек рабочего тела достигается установлением минимально возможных зазоров δу между движущимися и неподвижными деталями и увеличением количества гребешков z уплотнений паровых турбин. Уплотнения паровых турбин по назначению разделяют на: - концевые ( передние и задние); - диафрагменные; - надбандажные. 10

• 
  Слайд 11
  

  Расход пара от утечки через уплотнения паровых турбин : Gу = μу Fу√ (р0/v0 ) √[(1-ε) /z]. (2) где μу —коэффициент расхода щели уплотнения, который можно определять по рис.(опыты Б. М. Трояновского); Fу = π dу δу — площадь зазора в уплотнении; р0,v0 —давление и удельный объем перед уплотнением; ε = р1/р0—отношение давления за уплотнением к давлению перед уплотнением. 11

• 
  Слайд 12
  

  Методы обеспечения безопасности от задеваний при пуске и работе паровых турбин. -когда уплотняющие гребни 1 расположены на статоре, на роторе выполняют тепловые канавки 2 (слайд 11, рис.а). При задеваниях термические удлинения волокон ротора вдоль оси на участке между тепловыми канавками происходят относительно свободно, не вызывая прогиба вала и остаточных деформаций. -выполнение конструкции уплотнения с тонкими усиками (гребнями), закатанными в ротор (слайд 11, рис.б). Передача теплоты трения от места касания к ротору затруднена из за малой поверхности тонкого усика. Уплотнения ступенчатого типа (а и б) допускают осевые перемещения, ограниченные размерами впадины, в которой располагается гребень уплотнения. - при осевых перемещениях ротора и статора до 30-35 мм (ЦНД), применяют или прямоточные уплотнения, когда вал выполняется гладким, а гребни располагаются на статоре (слайд 11, рис.г), или уплотнения с наклонными гребнями как на статоре, так и на роторе с одинаковыми диаметрами по уплотнительным усикам (слайд 11, рис.в). Для уменьшения коэффициента расхода усики наклонены в направлении, противоположном потоку пара. 12

• 
  Слайд 13

  5. Організація потоків пари в кінцевих ущільненнях для К-200-130.

  Концевые уплотнения ЦВД,ЦСД, ЦНД разделены на отсеки, между которыми образованы камеры для отвода или подвода пара к уплотнению. Это обеспечивает надежность уплотнений. 1-й отсек переднего (П) уплотнения (У) ЦВД -в выхлопной трубопровод ЦВД, используется энергия пара в ЦСД, ЦНД. 2-й ПУЦВД,1-й заднего(З) У ЦВД, 1-й ПУЦСД -в IV отбор. 3-й ПУ, 2-й ЗУЦВД, 2-й ПУ и 1-й ЗУЦСД - в сальниковый подогреватель 6 системы регенерации. Крайние камеры всех концевых уплотнений соединены с паровым пространством сальникового подогревателя 7, где эжектором поддерживается разрежение. 13

• 
  Слайд 14
  

  В крайних камерах всех уплотнений разрежение поддерживается для исключения выхода пара из уплотнений в машзал и защиты корпусов подшипников от попадания в них пара. В камеры, соседние с крайними, во все концевые уплотнения подводится пар из Д от общего коллектора с избыточным давлением 10—20 кПа. Это исключает присосы воздуха из атмосферы в турбину. В концевых уплотнениях ЦВД и переднем ЦСД пар, поступающий из коллектора 2, обеспечивает охлаждение ротора для снижения температуры шейки ротора и подшипника. 14

• 
  Слайд 15
  

  6. Приклади конструктивного виконання ущільнень парових турбін. Продольный разрез турбины К-200-130

• 
  Слайд 16
  

  6. Приклади конструктивного виконання ущільнень парових турбін. ЦВТ і ЦСТ турбіни К-200-130

  а - переднее концевое уплотнение ЦВД и ЦВС турбины К-200-130; б – уплотнение на стороне опорно - упорного подшипника; в — уплотнение на стороне упорного подшипника; г - деталь завальцовки гребешка в ротор; 1 - сегмент уплотнения; 2 - обойма уплотнения; 3 - корпус турбины; 4 - ротор турбины; 5 - завальцовочная проволока; 6 - тепловая канавка; 7 — гребешок уплотнения 16

• 
  Слайд 17
  

  На валу турбины (слайд 16, рис.г) проточены кольцевые канавки, куда устанавливают тонкую ленту с профилированою частью, соответствующей канавке на роторе. Часть ленты для гребешка отрезают от спиральной ленты из нержавеющей стали с внутренним радиусом, равным радиусу канавки на роторе. Потом на токарном станке ленту завальцовывают проволкой из нержавеющей стали 12X13. При задевании такая конструкция имеет меньший прогиб вала из за: 1. количество выделенной при стирании тонкого гребешка теплоты невелико; 2. гребешок сам представляет собой тепловое сопротивление. Часть тепла также снимается протекающим паром. 3. Для исключения прогиба вала с определенным шагом выполняют тепловые канавки (глубиной 8-12 мм) для обеспечения свободного расширения в осевом направлении при сильном разогреве участка вала от трения. 17

• 
  Слайд 18
  

  6. Приклади конструктивного виконання ущільнень парових турбін. ЦНТ турбіни К-200-130.

  1 - ротор; 2 - стопорное кольцо; 3 - втулка уплотнения; 4 - диск последней ступени; 5 - обойма уплотнений; 6 - фланец крепления обоймы; 7 - плоская пружина; 8 - сегмент уплотнения . В камеру А подается уплотняющий пар с давлением больше атмосферного, а из кольцевой камеры Б, где давление меньше атмосферного, пар отсасывается в эжекторный холодильник. Наибольший перепад давления, не превышающий 100 кПа, возникает на уплотнении между камерою А и пространством выходного патрубка. Количество гребешков мало. В расточку обоймы 5 закладывают сегменты уплотнений (в каждой половине обоймы по три сегмента) и закрепляют в обойме на уровне разъема . 18

• 
  Слайд 19
  

  Плоские пружины 7 удерживают сегменты уплотнений в рабочем положении, обеспечивая малый зазор между гребешками и ротором. Вместе с тем при задеваниях на малых частотах вращения сегменты уплотнений 8 будут вдавливаться валом в расточку обоймы уплотнений 5, благодаря чему не возникнет снашивание гребешков и выделения большого количества теплоты. Ступенчатое уплотнение образуется выточками на втулке 3, которая насажена на вал 1 с натягом. Втулка обеспечивает тепловое демпфирование, не дает разогреваться и выгибаться валу при задеваниях, легко заменяется при ремонтах. Аналогичные уплотнения используют для диафрагм , ступеньки выполняют непосредственно на валу, а не на втулке. 19

• 
  Слайд 20
  

  6. Приклади конструктивного виконання ущільнень парових турбін. Ущільнення між діафрагмою і ротором .

  Рис. аи б– диафрагменные уплотнения ступеней цилиндров высокого давления; Рис. вигдиафрагменные уплотнения ступеней цилиндров низкого давления. Уплотнения обычно состоят из одного или нескольких составных колец, которые установлены в фасонной канавке, проточенной по внутреннему диаметру диафрагмы. Кольца снабжены уплотняющими гребешками разных типов. Конструкция позволяет сегментам, из которых состоят кольца, смещаться в радиальном направлении, что в значительной мере уменьшает возможность сноса гребешков при задевании. 20

• 
  Слайд 21
  

  6. Приклади конструктивного виконання ущільнень парових турбін. Надбандажні ущільнення .

  Рис. а- уплотнения ЦВД. В обойме 1 делают кольцевые проточки типа "ласточкиного хвоста", куда заводят вставки 2 из мягкого армкожелеза. При задеваниях гребешков бандажной ленты 3 во вставке появляются кольцевые канавки, не приводящие к росту утечек. Рис. б- уплотнения ЦНД. Для длинных лопаток уплотняющие гребешки вставлены в кольцевые проточки на козырьке 4 диафрагмы и закреплены керном, вставляемым в осевые отверстия. Рис. в – вибростойкое уплотнения ЦНД. При смещении бандажа 3 относительно вставок 2 исключается появление аэродинамических самовозбуждающихся сил, вызывающих низкочастотную вибрацию вала турбины. 21

• 
  Слайд 22
  

  6. Приклади конструктивного виконання ущільнень парових турбін. Ущільнення сотові.

  В сотовых уплотнениях сотовые вставки 1 имеют шестиугольные, прямоугольные или квадратные ячейки размером 1…15 мм. Соты изготавливаются из жаростойкой хромоникелевой фольги толщиной 0,05…0,1 мм высокотемпературной пайкой. Вставки закрепляются в сотоблоках 2, устанавливаемых в диафрагмах, обоймах или корпусах турбин. Сотовые уплотнения применяют как надбандажные, диафрагменные и концевые. (3 — цельнофрезерованный бандаж с гребнями. ) Отличия течения в сотовых уплотнениях : 1—при нулевом зазоре (т.е. при δ = 0) расход, отличный от нулевого, что объясняется тем, что при δ = 0 среда протекает через соты. Чем больше размер ячейки, тем больше расход среды при δ = 0. 2—меньший рост расхода при увеличении зазора δ, что объясняется большим гидравлическим сопротивлением (меньшим коэффициентом расхода μ ) для сотового уплотнения по сравнению с обычным уплотнением. 22

• 
  Слайд 23
  

  Сотовые уплотнения имеют большую сохранность гребнейпри задеваниях в уплотнениях в условиях эксплуатации. Гребни уплотнения прорезают канавки в сотовых вставках и не повреждаются при соответсвующем выборе размера ячеек, материала и толщины фольги. В сотовых уплотнениях допустимы меньшие радиальные зазоры по сравнению с гладкими уплотнениями из за допустимости при эксплуатации врезания гребней в сотовые вставки без опасных последствий. Так, например, для надбандажных уплотнений ЦВД считаются допустимыми радиальные зазоры не менее 1,2…1,5 мм; для сотовых уплотнений возможно и оправдано применять радиальные зазоры около 0,5 мм. Это обеспечивает заметное снижение периферийной утечки и повышение экономичности ступеней и цилиндров по сравнению с применением традиционных периферийных уплотнений. 23

• 
  Слайд 24
  

  Особенностью сотовых уплотнений является большая стабильность утечек через них в межремонтный период по сравнению с традиционными уплотнениями. При наличии задеваний в традиционных уплотнениях стачиваются гребни, и это приводит к росту утечки пропорционально увеличению зазоров. Типичным является увеличение зазоров в традиционных уплотнениях вдвое за межремонтный период, и, соответственно, вдвое повышаются потери от утечек. Например, если после монтажа или ремонта потери от утечек составляют, например, 2 %, то по окончании межремонтного периода они вырастут до 4 %. При появлении канавок в сотовых вставках, утечка через уплотнение несколько возрастает, но существенно меньшей степени, чем при стачивании гребней в традиционном уплотнении. Поэтому межремонтный период утечки через сотовые уплотнения увеличиваются мало, о чем свидетельству имеющийся уже опыт эксплуатации турбин с сотовыми уплотнениями. 24

• 
  Слайд 25
  

  Наряду с расходными характеристиками и эксплуатационными особенностями лабиринтовые уплотнения следует рассматривать как возможный возбудитель автоколебаний. Целенаправленные исследования сотовых уплотнений с этой стороны отсутствуют, в то время как основные типы уплотнений исследованы и оценены их сравнительные динамические качества как источников неконсервативных сил, способствующих возникновению самозбуждающихся колебаний роторов (низкочастотной вибрации). В этом направлении сотовые уплотнения не исследованы. Применение сотовых уплотнений в тех случаях, когда виброустойчивость ротора достигнута за счет использования специальных осерадиальных уплотнений, как, например, в ЦВД турбины Т-250/200-23,5 ТМЗ, может привести к потере динамической устойчивости ротора и возникновению проблемы самовозбуждающихся колебаний. 25