Тепловой расчет конденсатора (стр. 6 )

Рис. 9.3 Мощность турбины и удельные расходы теплоты на выработку электроэнергии при номинальном и скользящем давлении свежего пара (по данным расчета турбоустановки мощностью 1000 МВт):

, , - относительные значения расхода пара на турбину, мощности на клеммах генератора и удельного расхода теплоты; 2, 2′ - удельный расход теплоты без учета мощности питательного насоса; 3, 3′ - удельный расход теплоты с учетом мощности питательного насоса; I - и при номинальном давлении свежего пара; II - и при скользящем давлении свежего пара.

В схемах с одноступенчатым перегревом эффективность применения скользящего давления будет выше, чем в схемах двухступенчатым перегревом, где расход свежего пара в 1,2 – 1 раза ниже.

Применение скользящего давления для энергоблоков АЭС целесообразно и с других точек зрения:

- уменьшается при начальных давлениях выше 3,0 МПа влажность пара в узлах парораспределения и паровпуска ЧВД, что способствует повышению их надежности;

- снижаются напряжения в узлах парогенерирующего оборудования и паропроводов свежего пара, что повышает их долговечность и надежность;

- снижается уровень температуры пара на выхлопе из турбины на режимах, близких к холостому ходу, что улучшает в этих режимах температурное состояние выхлопных патрубков;

- сводится к минимуму возможность резкого снижения давления в парогенерирующем тракте при набросе нагрузки и связанного с этим бурного повышения паросодержания.

Недостаток регулирования мощности энергосистем при скользящем давлении свежего пара является невозможность быстрой форсировки энергоблока в режиме подхвата при аварийном снижении частоты в энергосистеме. Этот недостаток может быть преодолен путем временного, на период форсировки реактора, отключение одного или нескольких верхних регенеративных подогревателей.

Остановы турбины с полным снижением нагрузки являются, по существу, нижним пределом разгрузок. В этом случае диапазон изменения температур свежего пара резко увеличивается из-за нелинейной зависимости температуры насыщения от давления.

Следует иметь в виду, что из-за уровня коэффициентов теплоотдачи во влажном паре температура металла внутренней поверхности ЦВД близка к температурам пара даже при разгрузках с высокой скоростью. Поэтому целесообразно при остановах на короткое время прекращать полностью подачу пара в турбину при максимально возможной нагрузке реактора с учетом стабильности режимов работы оборудования и возможностей паросбросных устройств. Такая технология останова позволяет получить высокий исходный уровень температур для последующего пуска, тем самым, сократив его продолжительность.

Выявление закономерностей остывания после остановов различной продолжительности также важно для турбин АЭС для правильного задания начальных условий при расчете температурного состояния элементов при пусках. Если темп остывания корпусов цилиндров высокого и среднего давления может быть сравнительно просто определен экспериментальным путем, то для определения закономерностей остывания роторов непосредственными измерениями необходима постановка сложных и дорогостоящих экспериментов. Достаточно достоверные результаты при использовании математических моделей могут быть получены, только если решается совместная задача остывания наружного и внутреннего корпусов и роторов.

Важные результаты по граничным условиям теплообмена, тепловому состоянию и способам повышения температурного уровня ЦВД и ЦНД в условиях естественного остывания получены для турбины К–1000–60/1500 ЗаАЭС в работе [13].

10. варианты РЕНОВАЦИИ турбинного оборудования действующих ТЭС

К настоящему времени сложилась следующая структура теплоэнергетики Украины (табл. 10.1):

Таблица 10.1

Наименование	Единичная мощность	Количество	Суммарная мощность, млн. кВт
Блоки на сверхкритические параметры пара	800	8	6,4
300	42	12,6
250	5	1,2
Блоки на докритические параметры пара	200÷210	43	8,7
160	6	1,0
100	15	1,5

Анализ состава оборудования на электростанциях позволяет выявить ряд особенностей.

1. Значительная часть оборудования на ТЭС либо исчерпала ресурс службы, либо подходит к его завершению (срок службы энергетического оборудования, как правило, не превосходит 30 лет). При этом весь основной парк турбинного оборудования электростанций – блоки мощностью 160, 200 и 300 МВт – и морально и физически устарел.

2. Некоторый запас по работоспособности имеют блоки по 800 МВт и атомные энергоблоки (выработка электроэнергии, на которых составляет свыше 40% всей энергии, вырабатываемой на станциях Украины).

3. Наметившееся в мировой электроэнергетике в течение последнего десятилетия широкое внедрение парогазовых установок и внутрицикловой газификации угля в Украине отсутствует полностью.

4. Если на АЭС Украины автоматизированные системы управления турбиной (АСУТ) используется достаточно широко, то в тепловой энергетике АСУТ полностью отсутствует.

Таким образом, в модернизации или замене нуждаются сегодня все 43 блока мощностью по 200 МВт и подавляющее большинство из 42 блоков мощностью по 300 МВт.

Необходима также повсеместная автоматизация (возможно, для начала, в ограниченном объеме) всех тепловых электростанций Украины. Вышесказанным определяется актуальность технического перевооружения действующих электростанций, являющегося важным направлением повышения технического уровня, эффективности и надежности энергоснабжения.

10.1 Научные аспекты проблемы повышения надежности и эффективности работы турбин ТЭС и АЭС

Основоположниками научного направления по совершенствованию проточных частей турбин с использованием математических моделей и решений оптимизационных задач в конце ХХ века в Украине являлся академик Шубенко- и возглавляемый им коллектив ученых Института проблем машиностроения АН. В процессе многолетней работы были сформулированы и реализованы основные принципы оптимального проектирования и профилирования решеток сопловых и рабочих лопаток, в том числе и последних ступеней турбины [14 и др.]. В работах были разработаны физико-математические и инженерные основы оптимального проектирования турбинных ступеней, методы оптимизации термодинамического процесса и конструирования лопаток последних ступеней. За критерии качества последней ступени принималось значение интегрального КПД. Энергетические потери по всей решетке лопаток определялись с использованием коэффициента потерь, являющихся функцией радиуса. За дополнительный критерий качества принимались потери энергии с выходной скоростью, которые минимизировались в процессе оптимального поиска характеристик потока с обеспечением максимального КПД ступени. Данные разработки были внедрены в свое время при модернизации последних ступеней турбины К .

В настоящее время в решении этой актуальной проблемы участвуют академические, отраслевые институты, предприятия и ВУЗы энергетического профиля (ИПМаш НАН Украины, ЦКБ «Энергопрогресс», «Энергопроект», «Энергоремонт», НТУ«ХПИ», ОНПУ, УИПА и др.) и основной проектировщик, и изготовитель турбин ТЭС и АЭС на Украине – . В проектах проточных частей модернизированных или впервые изготовленных турбин используются их новейшие достижения и результаты аэродинамических исследований.

10.1.1 Совершенствование лопаточного аппарата

Одной из особенностей совершенствование лопаточного аппарата является стремление к оптимальному, с точки зрения минимизации суммарных потерь энергии, соотношению корневого диаметра турбинной ступени и хорд профилей к высоте направляющих и рабочих лопаток. Во всех ступенях цилиндров усовершенствованных проточных частей используются высокоэкономичные профили направляющих лопаток с увеличенным моментом сопротивления за счет удлинения входной части профиля [15]. Выполненные расчетные исследования показали, что такое изменение профиля позволило стабилизировать обтекание профиля при отклонении угла натекания при нерасчетных режимах.

В профилях направляющих лопаток оптимизированная входная и утоненная выходная кромки обеспечили снижение профильных и кромочных потерь в ступенях. Использование современных методик позволили при проектировании оптимизировать хорду профилей и количество направляющих лопаток по минимуму суммарных профильных и концевых потерь и минимальной величине переменных аэродинамических сил, действующих на рабочие лопатки.

В вновь спроектированных проточных частях все рабочие лопатки от первой ступени ЦВД до последней ступени ЦНД выполнены с цельнофрезерованными лопаточными бандажами и кольцевой перевязкой лопаток. Кольцевой перевязка рабочих лопаток ЦВД, ЦСД и первых ступеней ЦНД осуществляется вставками типа «ласточкин хвост». Полочные бандажи рабочих лопаток двух последних ступеней ЦНД контактируют друг с другом по специальным упорным уступам, препятствующим раскрутке лопаток в поле центробежных сил. Реактивные усилия, возникающие на контактных площадках от раскрутки лопаток, обеспечивают эффективное демпфирование колебаний лопаток. Применение цельнофрезерованных бандажей рабочих лопаток с кольцевой перевязкой позволило свести к минимуму наличие проволочных связей в проточных частях.

В ЦВД, ЦСД и первых ступенях ЦНД, свисающие со стороны паровпуска части бандажа рабочих лопаток и уплотняющие усики в корне рабочих лопаток повышают экономичность ступеней. Это происходит как за счет оптимизации межвенечного осевого зазора и уменьшения надбандажной утечки, так и за счет обтекания активной части рабочих лопаток потоком с выровненными следами кромок направляющих лопаток.

В ЦВД, ЦСД и первых ступенях ЦНД степень реактивности ступеней, количество и диаметры пароразгрузочных отверстий в дисках обеспечивает удаление 0,5-1% заторможенного потока из корневой зоны, что также значительно улучшает экономичность проточной части.

Улучшенная форма меридиональных обводов рабочих лопаток позволила оптимизировать межвенцовые и межступенчатые перекрыши и уменьшить перепады давления на периферийных уплотнениях ступеней.

10.1.2 Совершенствование надбандажных и диафрагменных уплотнений

Применение во всех ступенях модернизированной проточной части турбины цельнофрезерованных бандажей позволяет не только обеспечить вибронадежность рабочих лопаток и положительные межвенцовые и межступенчатые перекрыши, уменьшить количество проволочных связей, но и усовершенствовать надбандажные уплотнения.

Все ступени усовершенствованных проточных частей, кроме трех последних ступеней ЦНД, имеют многорядные (по5-8 рядов) осерадиальные надбандажные уплотнения, отличительной особенностью которых является увеличенное количество дросселей, переход от прямоточного к зигзагообразному течению в уплотнениях, и как следствие, соответствующее снижение коэффициентов расхода. Разные по своей величине шаги уплотнительных гребней в надбандажных козырьках и бандажах рабочих лопаток обеспечивают малые эквивалентные зазоры. Расчеты свидетельствуют о том, что применение осерадиальных уплотнений снижает надбандажную протечку в 4-5 раз по сравнению с традиционно принимавшимся прямоточным уплотнением. Анализ показывает, что даже при случайном разрушении одного или двух рядов уплотнительных усиков, эквивалентный зазор осерадиального уплотнения остается меньшим, чем в прямоточном уплотнении.

Поскольку в осерадиальном уплотнении определяющим утечку рабочего тела является осевой зазор между уплотнительными усиками, в отличие от радиального зазора в прямоточном, оно исключает возможность возникновения низкочастотной вибрации ротора, что имеет особо важное значение для ЦВД энергоблоков ТЭС.

Диафрагменные и концевые уплотнения во вновь проектируемых или модернизируемых проточных частей выполняются ступенчатыми. Отличительной особенностью этих уплотнений является то, что количество сегментов в каждом уплотнительном кольце выбирается из условия недопустимости их перекосов и обеспечения гидростатического прижатия сегментов к посадочным поверхностям. В диафрагменных и концевых уплотнениях ЦНД турбин для ТЭС и АЭС и в ЦВД турбин АЭС используются витые пружины, имеющие меньший уровень напряжений по сравнению с плоскими.

Усовершенствованные проточные части отсеков турбин, работающих в области влажного пара, оснащены развитой системой влагоудаления, значительно снижающих потери энергии от влажности и обеспечивающие необходимую эрозионную стойкость. Подробно этот вопрос рассматривается в следующем разделе.

В результате комплексной модернизации проточных частей повышение мощности турбоагрегата составляет от 4 до 6% в зависимости от давления в конденсаторе.

Все вышеописанные технические мероприятия по повышению экономичности проточных частей нашли свое отражение при проектировании турбины К-325-23,5 . Более детальное описание данной турбины приведено в разделе 10.3.

10.1.3 Совершенствование систем влагоудаления

Наличие жидкой фазы в рабочем теле проточных частей паровых турбин вызывает дополнительные требования к обеспечению эксплуатационной надежности и экономичности ступеней.

Влага вызывает дополнительные потери энергии в ступенях и износ элементов проточной части ЦНД турбин ТЭС и практически всех ступеней влажнопаровых турбин АЭС. Особую роль играет конструктивное оформление проточных частей, в которых демпферные связи (основные и концевые участки), утолщения на профильных поверхностях рабочих лопаток и т. п. являются концентраторами влаги, которые неизбежно вызывают эрозию лопаточного аппарата, а любые периферийные влагоулавливающие камеры – источником дополнительных потерь энергии с отсасываемым паром.

В этой связи в [16] предложены новые научные подходы и конструктивные решения для ослабления отрицательного влияния влаги на рабочие процессы, которые выявили существенные резервы повышения надежности и экономичности ступеней.

Проведенный анализ эффективности существующих систем влагоудаления позволил сформулировать следующие направления модернизации систем сепарации:

1. Совершенствование систем удаления влаги на периферийных ободах ступени. При этом должна решаться комплексная задача повышения эффективности отбора влаги с одновременным снижением утечек рабочего тела.

2. Разработка новых подходов к повышению эффективности внутриканального влагоудаления.

Исходя из поставленных задач, предложено перспективное направление совершенствования периферийного влагоудаления за счет использования для улавливания и удержания влаги на периферийном обводе желобчатых поверхностей с определенной формой и размером. Как было установлено, такие желобки хорошо улавливают капли влаги, значительно снижая коэффициент отражения и предохраняя пленку от срыва. Таким образом, такие поверхности являются эффективным средством для доставки влаги к отводящим отверстиям или щелям. Их применение позволяет достичь следующих преимуществ по сравнению с традиционными устройствами:

- существенно уменьшить эффект отражения капель влаги, достигающих периферийного обвода ступени;

- использовать движение влаги по желобчатым поверхностям под действием трения основного потока для придания потоку влаги нужного направления к отсасывающим устройствам:

- резко уменьшить (или полностью отказаться) от применения отсоса влаги во влагоулавливающие устройства;

- уменьшить потери энергии за счет применения бескамерных конструкций.

Другим эффективным средством ослабления вредного влияния влаги на рабочие процессы может оказаться специальное профилирование направляющих лопаток (НЛ), выполненное на основе уменьшения хорды в верней трети НЛ последней ступени. Положительный эффект в этом случае определится следующим:

- увеличение сепарирующей способности желобчатых поверхностей на периферийном обводе в межвенцовом зазоре за счет большого числа капель, достигающих периферийного обвода при увеличенном межвенцовом зазоре;

- уменьшение потерь энергии на торможение рабочих лопаток при взаимодействии с капельным потоком;

- значительное снижение интенсивности эрозионного износа входных кромок рабочих лопаток, что, в конечном счете, тоже приводит к уменьшению потерь энергии и повышению надежности рабочих лопаток (темп эрозионного износа уменьшается более чем на порядок).

Приведенные рекомендации были внедрены при проведении модернизации ЦНД турбины К. Результаты расчетных исследований, проведенные для последней ступени, показали, что из общих потерь от влажности 7% механические составляют 4,2%. В результате предложенных мероприятий по модернизации системы влагоудаления выигрыш по КПД ступени за счет уменьшения механических потерь составит 2%. Дополнительное повышение КПД от предлагаемых мероприятий оценивается как:

- уменьшение потерь на торможение оставшейся на НЛ влаги за счет увеличения межвенцового зазора: 0,2%;

- отказ от влагоулавливающей камеры в межвенцовом зазоре: 0,2%;

- сокращение расхода с утечками отсасываемого пара: 1,5- 2%.

Таким образом, общее повышение экономичности последней ступени ЦНД турбины К за счет модернизации системы влагоудаления может составить 4-4,5% при одновременном снижении темпа эрозионного износа на порядок.

Эффективность всех вышеописанных технических предложений по усовершенствованию проточных частей турбин прошла эксплуатационную экспертизу на ряде ТЭС и АЭС (Приднепровская, Змиевская ТЭС, Запорожская АЭС и др.) и была подтверждена результатами тепловых испытаний проведенных до и после модернизации.

10.2 Принципы модернизации и замены элементов турбинного оборудования, исчерпавшего предельный ресурс

Проведение регламентных ремонтных работ на ТЭС с заменой изношенных деталей по чертежам 30–40-летней давности в настоящее время уже не может удовлетворять изменившимся условиям и требованиям, предъявляемым к турбинному оборудованию, не отражает достигнутый научно-технический уровень в турбостроении, не обеспечивает необходимого повышения его эффективности работы. В связи с этим настала необходимость в расширении практики полной замены турбинного оборудования, исчерпавшего свой ресурс работы. По мнению авторов здесь следует использовать огромный опыт и потенциальные возможности единственного турбостроительного предприятия Украины – Харьковского , которое имеет уже ряд проектов (некоторые из которых уже реализованы как нашей стране, так и за рубежом) по модернизации турбин мощностью 200 и 300 МВт.

В этих проектах предусматривается [17]:

1. Сохранение строительной части машзала, включая фундамент турбоагрегата, а также вспомогательного оборудования, пригодного к дальнейшей эксплуатации.

2. Использование прогрессивных технических решений, основанных на результатах экспериментальных, теоретических исследований и опыте эксплуатации.

3. Возможность поэтапного (поцилиндрового) проведения модернизации.

4. Повышение пропускной способности турбин в соответствии с возможной паропроизводительностью котлов.

5. Многократное увеличение допустимого отпуска тепла от турбин и другие усовершенствования, направленные на улучшение показателей маневренности, экономичности, надежности и ремонтопригодности.

10.3 Основные отечественные технические решения, предлагаемые для реновации турбинного оборудования

Первоочередное внимание при разработке проектов модернизации турбины К–300–240 обращено на совершенствование тех элементов конструкции, с которыми были связанны затруднения в эксплуатации турбин К–300–240:

- с целью улучшения маневренных характеристик турбины паровпускная часть ЦВД выполняется трехстенной;

- кроме наружного и внутреннего корпусов введены сопловые коробки;

- двустенная конструкция вводится в зоне паровпуска ЦСД;

- изменяется система прогрева фланцев, при которой пар подается не в короба, а в обнизку фланцев;

- упрощается подвод свежего пара в ЦВД: вместо 10 ниток от 6 клапанов в ранее выпущенных турбинах, теперь применяется четырехниточный подвод пара;

-для уменьшения опасности недопустимого скручивания ригелей под передней и средней опорами передача усилий между цилиндрами и опорами при их тепловых перемещениях осуществляется вблизи поверхностей опирания на фундамент с помощью специальных шпонок.

В связи с весьма существенными различиями между отдельными электростанциями по условиям водоохлаждения и теплопотребления могут быть предложены и различные конструктивные схемы модернизации турбины. Так, для электростанций с высокой среднегодовой температурой охлаждающей воды (более 20 °С) или с существенной тепловой нагрузкой (до 255МВт на одну турбину) целесообразно выполнять турбину мощностью 300 МВт с двухпоточным цилиндром низкого давления.

Разработанная для модернизации турбоустановок мощностью 300 МВт турбина К–310–23,5 предусматривает замену всех трех цилиндров. В ЦВД паровпускная часть выполнена трехстенной. Кроме наружного и внутреннего корпусов, имеются сопловые коробки. ЦСД содержит только ступени среднего давления, имевшийся в нем ранее первый поток низкого давления исключен. Часть низкого давления из трехпоточной таким образом стала двухпоточной и размещается в одном ЦНД, ротор которого выполнен сварным с рабочей лопаткой последней ступени длинной 1030 мм. Все остальные ступени турбины также выполнены с учетом современных достижений турбостроения.

Исходя из возможной паропроизводительности котлов, работающих на энергоблоках мощностью 300 МВт турбина К–310–23,5 спроектирована на пропуск 1000 т/ч пара. Ее электрическая мощность в гарантийных условиях превышает 320 МВт, допустимая теплофикационная нагрузка 255 МВт (220 Гкал/ч). При графике теплосети 150/70°С коэффициент недовыработки мощности оценивается в 0,кВт·ч/Гкал).

С 1991г. до настоящего времени изготовлены 4 такие турбины, в том числе две для – Приднепровской ТЭС.

Имеются разработки на той же основе турбоустановки КТ–310–23,5 с отпуском теплоты до 400 МВт (350 Гкал/ч). Но столь значительные отборы на теплофикацию требуются сравнительно редко. Мало, по данным эксплуатации, и турбоустановок с заметно повышенной, по сравнению с расчетной, температурой охлаждающей воды, для которых было бы оправдано применение двухпоточной части низкого давления в условиях отсутствия значительных отборов.

В этих случаях целесообразно сохранение прежней схемы турбины с трехпоточной частью низкого давления и модернизацией турбины с упомянутыми выше исходными положениями. В качестве ЦВД применяется аналогичный цилиндр турбин К–320–23,5, работающих на ТЭС Нанкин и Инкоу в Китае.

10.3.1 Паровая турбина К–325–23,5

Использовав результаты новейших аэродинамических исследований, проведенных на экспериментальных стендах объединения, в отраслевых институтах и лабораториях ВУЗов, а также приобретенный опыт модернизации ранее выпущенных турбин большой мощности, в создан новый высокоэкономичный и надежный турбоагрегат К–325–23,5 с цилиндром высокого давления (ЦВД), цилиндром среднего давления (ЦСД) и первыми ступенями цилиндра низкого давления (ЦНД) активного типа, предназначенный для замены физически и морально устаревших турбин К–300–240 и К–300–240–2 . Турбина К–325–23,5 может быть также использована и при сооружении новых блоков.

Турбина К–325–23,5, номинальной мощностью 325 МВт, состоит из вновь спроектированных цилиндров высокого, среднего и низкого давления.

Турбина рассчитана на параметры свежего пара: Р0=23,54 МПа, t0=540 0C с однократным перегревом пара после ЦВД до температуры tпп=540 0С. Расчетное давление в конденсаторе 3,65 кПа при температуре охлаждающей воды 12 0С. Температура подогрева питательной воды 280 0С. Выхлоп пара осуществляется в один поверхностный двухходовой конденсатор. Фикспункт турбины расположен посредине ЦНД. Упорный подшипник размещен в опоре № 2.

10.3.1.1 Сравнительные технико-экономические характеристики

турбоустановок К–300–240 и К–325–23,5

В числе усовершенствованных узлов, примененных в турбине К–325–23,5, следует отметить систему маслоснабжения турбоагрегата, включая гидростатический подъем валопровода, подшипники и валоповоротное устройство. Система маслоснабжения обеспечивает надежную и стабильную подачу масла ко всем подшипникам турбины с давлением масла 0,073 МПа. Наличие гидростатического подъема валопровода при пусках и вращения валопровода волоповоротным устройством исключает износ вкладышей подшипников и шеек роторов, а способность валоповорота с приводом от мотор-редуктора, вращать валопровод со скоростью 0,1с-1 позволяет с помощью эндоскопов осматривать рабочие лопатки без вскрытия цилиндров.

В турбине К–325–23,5 используется новый 12-ти ступенчатый ЦВД, обладающий высокими технико-экономическими показателями (рис.10.1).

Одновременно с ЦВД устанавливаются и новые усовершенствованные блоки клапанов парораспределения, опоры № 1 и 2.

В отличие от турбин К–300–240 и К–300–240–2 паровпускная часть ЦВД имеет 4 выделенные сопловые коробки. Наличие сопловых коробок позволило существенно упростить конструкцию внутреннего корпуса и уменьшить толщину стенок в паровпускной части наружного корпуса ЦВД, что повысило маневренность и надежность турбины в режимах пуска блока из различных тепловых состояний и сбросов нагрузки.

Рис. 10.1

Ротор ЦВД цельнокованый. Проточная часть, состоящая из регулирующей ступени и 11-ти ступеней давления, по сравнению с проточной частью ранее выпускавшихся турбин, имеет ряд отличительных особенностей, обеспечивающих ее высокую экономичность и надежность:

- уменьшен корневой диаметр проточной части, что позволило увеличить в ЦВД количество ступеней давления, высоты направляющих и рабочих лопаток, снизить концевые потери в ступенях;

- в диафрагмах всех ступеней применены постоянные по высоте высокоэкономичные профили направляющих лопаток с увеличенным моментом сопротивления и с удлиненной входной частью, что позволило снизить потери в соплах за счет конфузорности канала на входе в ступень и стабилизировать обтекание профилей при отклонении угла натекания при не расчетных режимах. Оптимизированная и утоненная выходная кромки направляющих лопаток обеспечили снижение профильных и кромочных потерь в ступенях. При создании диафрагм ЦВД были использованы современные методики проектирования, позволившие оптимизировать хорды профилей и количество направляющих лопаток по минимуму суммарных (профильных и концевых) потерь и минимальной величине переменных аэродинамических сил, действующих на рабочие лопатки;

- во всех ступенях ЦВД используется усовершенствованные рабочие лопатки с цельнофрезерованными покрывными полочными бандажами и перевязка лопаток вставками типа «ласточкин хвост» (рис.10.2). Такая конструкция рабочей лопатки позволила выполнить во всех ступенях многорядные, 6 – 8 рядов, осерадиальные надбандажные уплотнения. Разные по величине шаги уплотнительных гребней на надбандажных козырьках и бандажных полках рабочих лопаток уменьшают в 4 – 5 раз периферийную надбандажную утечку пара, по сравнению с традиционно применявшимся ранее двухрядным прямоточным уплотнением. Многорядные осерадиальные уплотнения имеют также низкий уровень парового возбуждения, что существенно для предотвращения опасности самовозбуждающихся колебаний ротора турбины.

Рис.10.2

Выступающие со стороны паровпуска части бандажа и уплотнительные выступы в корне рабочих лопаток увеличивают экономичность ступеней как за счет оптимизации межвенцового осевого зазора и уменьшения надбандажной утечки, так и в результате обтекания активной части рабочих лопаток выровненным потоком.

Применение в турбине К–325–23,5 многорядных разношаговых осерадиальных уплотнений отражает действующую в мировой практике тенденцию уменьшения утечек пара путем увеличения числа уплотнительных гребней и использования принципа их разношаговости.

Разношаговые осерадиальные надбандажные уплотнения позволяют обеспечить также отсутствие задеваний при любых относительных перемещениях ротора и статора, сохраняя малую величину зазора и независимость утечки этого смещения.

Основные технико-экономические характеристики

турбоустановок К–300–240 и К–325–23,5

Таблица 10.2

Наименование	Тип турбины
К	К–325–23,5
Электрическая мощность, МВт	317	336,6
Номинальный расход свежего пара, т/ч	977	1000
Номинальные параметры свежего пара: - давление, МПа - температура, 0С	23,54 540	23,54 540
Расчетная температура охлаждающей воды, 0С	12	12
Давление в конденсаторе, кПа	3,82	3,65
Температура питательной воды, 0С	275	280
Удельный расход теплоты брутто, кДж/кВт·ч (ккал/кВт·ч)	7727 (1846)	7465 (1783,4)
Теплофикационная нагрузка, МВт	15	93
Конструктивная схема	ЦВД+ЦСД+ЦНД	ЦВД+ЦСД+ЦНД
Количество ступеней в проточной части: - ЦВД - ЦСД - ЦНД	11 12 3х5	12 11 3х5
Количество регенеративных отборов	9	9
Структурная схема регенерации	3ПВД+6ПНД	3ПВД+5ПНД
Тип турбопривода	противодавление	противодавление

Качество применяемых уплотнений определяется не только номинальной величиной утечки, но и их сопротивлением износу, поскольку даже редкие задевания, возможные в конструкции прямоточного уплотнения (например, при переходе через критические скорости вращения ротора), могут со временем вызвать заметное ее увеличение.