1.Турбинная ступень. 
Преобразование энергии в турбинной ступени. 2. Система маслоснабжения турбины

При аварийной остановке турбины, как только давление падает до 1,2−106 Па, автоматически включается аварийный насос с приводом от электродвигателя (электронасос) который подает масло под давлением 3,5−105 Па в систему смазывания турбины до пуска турбонасоса.

В такой системе маслоснабжения в качестве главного масляного используется зубчатый винтовой насос (насос объемного типа). Широко распространена система маслоснабжения (рис. 10), в которой используется главный масляный насос 4 центробежного типа, непосредственно соединенный с валом турбины.

Рис. 10 — Схема системы маслоснабжения подшипников турбины с насосом центробежного типа:

1, 2-пусковой турбонасос и его турбина, 3-масляный бак, 4 — главный масляный насос, 5, 8 — обратные клапаны, 6, 13 — инжекторы, 7 -система регулирования, 9 — маслоохладитель, 10 — подшипники, 11 — аварийный масляный электронасос, 12 — электродвигатель постоянного тока.

Насос качает масло и создает необходимое давление, если он и всасывающая линия заполнены маслом. С этой целью инжектор 13 установлен непосредственно в масляном баке и обеспечивает подачу масла под небольшим давлением (0,3÷0,5) • 105 Па. Перед пуском турбины включают пусковой турбонасос 1, подающий масло в систему регулирования и к инжекторам 13 и 6. Инжектор 6 служит для подачи масла при давлении (1÷1,5)х105 Па к подшипникам турбины и электрогенератора.

С увеличением частоты вращения ротора растет давление масла за главным масляным насосом. Когда оно становится больше давления, развиваемого пусковым турбонасосом, открывается обратный клапан 5 и закрывается обратный клапан 2 и турбонасос отключается. При аварийном снижении давления масла включается аварийный масляный электронасос 11. Количество масла, поступающего к каждому подшипнику, регулируется с помощью дозирующих шайб, установленных на напорных маслопроводах [1].

Масляный бак (рис. 11), обычно размещаемый под полом машинного зала вблизи передней части турбины, имеет вместимость, зависящую от ее типа, количества подшипников и частоты вращения ротора. Масла в баке должно хватать на 4−8 мин работы главного масляного насоса. Смазка сливается из подшипников в правую часть бака и проходит через фильтры 5 грубой очистки, выполненные из мелкой металлической сетки. В местах подвода сливных труб в масляном баке на уровне поверхности масла находятся карманы, в которых задерживается пена и удаляются содержащиеся в масле газы. Грязь вместе с водой собирается на дне бака и сливается через отверстие 6 в нем. Фильтры 4 тонкой очистки из более частой металлической сетки, чем фильтры 5, отделяют правую часть бака от левой, откуда масло поступает к главному масляному насосу, турбонасосу и электронасосу.

Рис. 11 — Масляный бак турбины:

1 — всасывающая труба главного масляного насоса, 2 — маслоуказатель, 3 -шкала, 4, 5 — фильтры, 6 -линия слива масла, 7 — масляный инжектор Отсек отсоса масла отделен от остальной части бака металлическим листом с крупными отверстиями, который позволяет задерживать крупные предметы, случайно попавшие в масляный бак (инструмент и др.). В баке расположен масляный инжектор 7, подающий масло к подшипникам. Контролируют уровень масла в баке по шкале 3 поплавкового маслоуказателя 2, оснащенного электрическими контактами, которые включают сигнал при предельно низком или предельно высоком уровне масла в баке.

Маслоохладитель представляет собой стальной или чугунный корпус с большим количеством трубок, через которые проходит охлаждающая вода и которые снаружи омываются маслом. Водяные камеры маслоохладителя отделены от пространства, занятого маслом, трубными досками. Масло поступает в маслоохладитель снизу и, перемещаясь вверх, омывает трубки в поперечном направлении. Чтобы вода не попадала в масло через неплотности соединений, давление масла в охладителе больше давления воды.

Так как температура воспламенения минерального масла значительно меньше температуры перегретого пара, при утечках масла возможно возникновение пожара. Поэтому все элементы и трубопроводы маслосистемы тщательно контролируют на отсутствие дефектов, трещин и неплотностей.

Заключение

Развитие паротурбиностроения в настоящее время характеризуется увеличением единичных мощностей паровых турбин, повышением их надежности, экономичности и маневренности. Отечественная промышленность располагает большими производственными мощностями, квалифицированными кадрами и выпускает паровые турбины, зачастую превышающие по своим показателям лучшие мировые образцы.

Первый прототип аксиальной одноступенчатой активной турбины с расширяющимися соплами был предложен в 1883 г. шведским инженером Густавом Лавалем. В этой турбине расширение пара происходило только в сопловой решетке одной ступени от начального до конечного давления, что обусловливало очень высокие скорости истечения пара из сопловых каналов.

В 1884 г. английский инженер Чарльз Парсонс предложил многоступенчатую реактивную турбину, расширение пара в которой происходило не в одной, а в ряде следующих друг за другом ступеней, причем не только в сопловых (неподвижных), но и в рабочих (вращающихся) решетках, благодаря чему стала возможна работа машины со значительно меньшими, чем в турбине Лаваля, скоростями пара на выходе из сопловых решеток и соответственно с меньшими окружными скоростями рабочих лопаток.

В конце XIX в. в связи с развитием электрических машин и широким внедрением электроэнергии развитие паротурбостроения пошло быстрыми темпами. Первые паровые турбины в России начали выпускать в 1907 г. на Металлическом заводе в Петербурге.

Экономичность, надежность и долговечность паровых турбин зависят от соблюдения правил их эксплуатации и культуры обслуживания. Даже небольшие просчеты в эксплуатации могут привести к неоправданным потерям топлива, сокращению ресурса и незапланированной остановке турбины, а иногда — и к аварии. Поэтому персонал турбинных цехов электростанций должен хорошо знать и соблюдать правила, оговоренные соответствующими инструкциями, понимать физические основы процессов, происходящих в турбине, а также учитывать влияние отклонений тех или иных ее режимных параметров на надежность и экономичность.

В современных условиях интенсификации общественного производства только знающий, инициативный и творчески мыслящий персонал тепловых электростанций, как инженерно-технический, так и мастера, машинисты, ремонтники, наладчики, может обеспечить безаварийную эксплуатацию энергетического оборудования.

Список источников

Косгюк А.Г., Шерстюк А. Н. Газотурбинные установки. М.: Высшая школа, 1979.

Трухний А. Д. Стационарные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1990.

Бененсон Е.И., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д. П. Бузина. М.: Энергоатомиздат, 1986.

Паротурбинные установки атомных электростанций / Под ред. Ю. Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978.