Нормализация тепловых расширений турбин Т-110/120-130-4 без разборки ЦВД

Нормализация тепловых расширений турбин Т-110/120-130-4 без разборки ЦВД

Проблема тепловых расширений является насущной и чрезвычайно острой для многих турбин ТЭС. Решение данной проблемы улучшает маневренность турбин и является одним из основных условий надежной работы паровых турбин.
Руководящим документом (РД 34.30.506.90 “Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций”, М., 1991) определен перечень мероприятий для нормализации тепловых расширений. Поскольку они являются довольно дорогостоящими и громоздкими, их реализацию необходимо проводить поэтапно — от простого к сложному, оценивая эффективность принятых мер. При этом оценить эффективность выполненных мероприятий можно только в процессе эксплуатации турбины, что значительно увеличивает время, необходимое для решения проблемы тепловых расширений.
а, б — соответственно до и после отрыва стула от фундаментной рамы

Рис. 1. Диаграммы замеров центровок РВД — РСД в ходе проверки упругих свойств ригеля (“оживления”) скоба на РСД:
В период отопительного сезона 1997 — 1998 гг. на турбине Т-110/120-130-4 ст. № 2 Благовещенской ТЭЦ внезапно появились признаки ухудшения тепловых расширений (скачки вибрации, продолжительность выхода на холостой ход из холодного состояния до 18 ч, низкочастотная вибрация подшипников ЦВД на отдельных режимах и др.). Проведенные испытания подтвердили необходимость работ по нормализации тепловых расширений. Ограниченное финансирование ремонтной кампании, острота проблемы, необходимость выполнения запланированных ремонтов других турбин заставили искать наиболее оптимальный способ нормализации тепловых расширений.
В силу изложенного и на основании практического опыта мы пришли к выводу о целесообразности реализации максимального числа мероприятий по нормализации тепловых расширений в межремонтный период, в ходе проведения текущих ремонтов.
Одним из основных и наиболее эффективных мероприятий по снижению перестановочных усилий стульев является ревизия продольных шпонок и укладка металлофторопластовой ленты (МФЛ) на поверхность скольжения между стулом и фундаментной рамой. Данная операция требует демонтажа стула. Качественная натяжка и закрепление МФЛ без демонтажа стула в большинстве случаев невозможны. Кроме этого, чрезвычайно важной и необходимой операцией является проверка плотности корпуса подшипника методом керосиновой пробы, проведение шабровки основания стула и фундаментной рамы. Снятие переднего стула сложности не представляет, снятие среднего стула, как правило, требует демонтажа ЦВД или ЦСД.
Традиционный подход к демонтажу цилиндра предполагает снятие изоляции и разборку цилиндра. Учитывая технические возможности грузоподъемных механизмов машзала и конструктивные особенности турбин Т-110/120-130-4, специалисты БТЭЦ и энергоремонтного предприятия “Турбинист” выполнили демонтаж ЦВД без разборки и без снятия изоляции. За основу была принята методика ревизии и ремонта опорных поверхностей стульев, изложенная, в п.3.2.6 указанного ранее руководящего документа.
Перед демонтажом ЦВД были проведены следующие замеры, определяющие взаимное положение роторов, цилиндров и деталей фундаментов: замер центровки роторов в холодном состоянии до “оживления” (отрыва стула от фундаментной рамы) и после “оживления” (рис. 1);
замер опорных реакций цилиндров при помощи динамометров ДС-25 ЛМЗ;
замер положения роторов по масляным расточкам;
замер рабочего положения роторов в осевом направлении: паровой, масляный разбег и их соотношение (рис. 2);
замер положения РВД и РСД относительно цилиндров в радиальном направлении по “флажкам”;

Рис. 2. Диаграммы замеров до (а ) и после (б ) ремонта осевого положения валопровода относительно цилиндров при собранных роторах:
ротор прижат: А — на регулирование (без установочных колодок); Б — к установочным колодкам; В — к рабочим колодкам; Г — на генератор (без рабочих колодок)
замер уклонов шеек роторов уровнем “Геологоразведка”;
замер уклонов фундаментных рам, поперечных ригелей, стульев до “оживления” ригелей и после;
замер зазоров по вертикальным и поперечным шпонкам.
Анализ состояния линии вала показал значительный уровень расцентровок РВД — РСД и отклонение уклонов роторов от формулярных значений. Направление расцентровок РВД — РСД, а также их изменение после “оживления” ригеля подтвердило вывод о наличии подклинивания среднего стула и связанными с ним кручениями поперечного ригеля (рис. 1).
Анализ возможных изменений центровки линии вала и уклонов по шейкам роторов показал, что для приближения к формулярным значениям необходимо под передний и средний стулья положить МФЛ толщиной 0,65 мм без строжки основания стульев.
Далее были выполнены следующие операции: разобраны верхние половины концевых каминных уплотнений ЦВД и ЦСД;
РВД и передний конец РСД уложены на технологические полукольца, установленные в нижнюю половину каминных уплотнений, по методике, изложенной в п. 3.2.6 РД 34.30.506.90;
выкачены нижние половины подшипников РВД и передний РСД;
отрезаны присоединительные трубопроводы; ЦВД в сборе с ротором демонтирован и установлен на шпальную выкладку;
ЦСД установлен на временные опоры; демонтирован средний стул.
Натяжка и крепление МФЛ осуществлялись в соответствии с РД 34.30.506.90. В ходе проведения работ из-за ограниченности времени не устранялись дефекты подливки фундаментных рам переднего и среднего стульев и не ужесточались узлы сопряжения продольных и поперечных ригелей (для остальных турбин такие работы выполнены).
После установки ЦВД на место были проведены замеры, определяющие взаимное положение роторов и цилиндров турбины и показавшие близкие значения реальных замеров и прогнозируемых. Перемещением вкладышей подшипников произвели подцентровку взаимного расположения роторов ВД и СД. Возвращение к исходной центровке роторов в цилиндрах, а также обеспечение равенства опорных реакций цилиндров осуществили изменением высоты поперечных шпонок (шабровка или установка фольги в основании шпонок). Сохранение осевого положения роторов контролировалось замером парового и масляного разбегов и их соотношением (рис. 2).
Присоединение паропроводов производилось с поэтапным контролем неизменности опорных реакций цилиндров. Для обеспечения равномерности тепловых расширений в поперечном направлении произведена замена поперечных шпонок турбины на поворотные шпонки конструкции УТМЗ.
Все работы были выполнены бригадой слесарей в составе 10 чел. за 40 сут.
Выполненные мероприятия обеспечили равномерность тепловых расширений турбины. Задеваний на пуске и в течение последующей эксплуатации не отмечалось. Аналогичные работы были проведены на турбине Т-110/120-4 ст. № 3 Благовещенской ТЭЦ, отличие состояло в укладке под передний стул МФЛ толщиной 1,1 мм (по проведенному анализу возможных изменений центровки линии вала и уклонов по шейкам роторов для приближения к формулярным значениям). После проведенных работ турбины ст. № 2 и 3 отработали 2 года без проведения среднего и капитального ремонтов.

Устройство и принцип действия подшипников скольжения

Каждая турбина снабжается двумя опорными подшипниками и одним упорным подшипником.

Опорные подшипники воспринимают вес ротора и обеспечивают сохранение всех радиальных зазоров в облопатывании, т. е. центровку ротора.

Упорные подшипники воспринимают осевое давление рабочего тела на ротор, а также устанавливают положение ротора в осевом направлении.

В судовых турбомашинах применяют подшипники скольжения и качения (шариковые и роликовые).

В судовых турбомашинах повышенной мощности применяют подшипники скольжения, длительно и надежно работающие при высоких окружных скоростях на шейках вала (до 100 м/с) и больших удельных давлениях (до 1,5 МПа), в том числе ударных. Благодаря гидродинамической смазке и малому изнашиванию ресурс подшипников скольжения превышает 50000 часов. Однако следует отметить, что подшипники скольжения отличаются большим расходом масла, увеличенными размерами, меньшим, чем у подшипников качения КПД.

Подшипники качения применяют в турбинах и компрессорах газотурбинных двигателей авиационного типа, а также во вспомогательных турбомашинах небольшой мощности. Они компактны, отличаются малыми механическими потерями, небольшим расходом масла, но чувствительны к изнашиванию и ударной нагрузке и имеют повышенную шумность в работе. Ресурс подшипников качения не превышает 30000 часов. Для увеличения срока службы при наличии динамической нагрузки подшипники качения устанавливают в гибкие опоры или снабжают демпферными устройствами.

Устройство и принцип действия опорных

Подшипников скольжения

Во время работы опорного подшипника скольжения центр шейки вала ₁ не совпадает с центром вкладыша (рис. 45).Для образования масляной

Рисунок 45 – Схема положения шейки вала во вкладыше:

а – в состоянии покоя; б – в состоянии вращения по часовой стрелке

пленки между шейкой и вкладышем необходимо иметь зазор δ. При вращении шейки по часовой стрелке её центр смещается относительно центра вкладыша по направлению вращения (рис. 45, б) и шейка как бы всплывает на масляной пленке.

Всякий опорный подшипник главных турбин состоит из следующих основных частей: корпуса или стула, крышки, двух вставных вкладышей (верхнего и нижнего), маслоотбойного устройства, болтов для крепления крышки к корпусу, масляных трубок, контрольных приборов, кожуха и т. п.

Корпус опорного подшипника (стул турбины) выполняется как самостоятельная конструкция или отливается из чугуна или углеродистой стали заодно с корпусом турбины. Крышка подшипника обычно отливается из углеродистой стали. Вкладыши подшипника изготавливаются из стали или бронзы.

Для уменьшения потерь на трение внутренняя поверхность их заливается антифрикционным сплавом — баббитом марки Б-83, содержащим около 83% олова. Ввиду особой важности и ответственности службы .подшипников турбин заливку вкладышей другими сортами баббита производить нельзя.

Для подшипников турбин применяется циркуляционная смазка с давлением масла 50…70 кПа. Температура масла, выходящего из подшипников, не должна превышать 60…70°С; температура входящего в подшипник масла — 40… 50°С.

Опорные подшипники по способу установки их вкладышей в корпусах (стульях) подшипников бывают жесткими и самоустанавливающимися. Вкладыши жестких подшипников имеют цилиндрическую наружную поверхность (подобно цилиндрическим вкладышам, рамовых подшипников) и устанавливаются в цилиндрические расточки корпусов и крышек подшипников (рис.46). Прогиб вала при жестких подшипниках приводит к давлению шейки на концевые участки вкладышей (см. рис.47,а) и к быстрому их износу. Поэтому такие подшипники применяются при коротких рото­рах с относительно большим диаметром вала.

Рисунок 46 – Вкладыш жесткого подшипника

Вкладыши самоустанавливающихся подшипников имеют сферическую опорную поверхность и устанавливаются в сферической расточке корпуса подшипника. Благодаря этому при небольших изменениях положения оси вала они имеют возможность повернуться в ту или иную сторону и ось их при этом всегда совпадает с осью вала (см. рис.47,б). Такие подшипники дол­жны применяться при длинных роторах с относительно небольшим диаметром.

Вкладыши нерегулируемых подшипников непосредственно своей наружной поверхностью опираются на поверхности расточек корпусов подшипников.

На рисунке 46 приведен чертеж вкладышей жесткого нерегулируемого подшипника турбины т/х «Балтика». Два бронзовых вкладыша 1 и 2 имеют баббитовую заливку 3. Для лучшего удержания баббита во вкладышах простроганы и выточены продольные и поперечные канавки в форме ласточкина хвоста. Нижний вкладыш помещается в расточке стула, а верхний — в крышке. В плоскости разъема вкладыши стопорятся от проворачивания утопленными впотай винтами.

Смазочное масло входит во вкладыш по каналу 4, сделанному в горизонтальном разъеме вкладыша, поступает к шейке вала, растекается в обоих направлениях по шейке и затем стекает с обоих концов вкладыша в сливную полость. Около каналов 4 на баббитовой заливке сделаны скосы для того, чтобы масло легко поступало на вал и не прерывалась масляная пленка.

Рисунок 47 — . Схема положения изогнутого вала ротора ,

а — несамоустанавливающиеся б – самоустанавливающиеся

Вкладыши регулируемых подшипников устанавливаются на сухарях (колодках), привернутых к корпусу вкладыша винтами (рис. 48). Наружная поверхность сухарей протачивается концентрично с расточкой, и пригоняется по расточке корпуса подшипника. Между сухарями и вкладышами устанавливаются стальные прокладки, подбором которых достигают необходимого положения ротора в корпусе турбины. Этим значительно облегчается подгонка вкладышей после перезаливки, сборка и центровка турбины.

Турбины Кировского завода имеют регулируемые самоустанав­ливающиеся подшипники другого типа (рис.49).

Подшипник (рис. 49) снабжен двумя стальными вкладышами 1 и 6, на наружной цилиндрической поверхности которых имеются четыре выреза. В эти вырезы установлены стальные сухари 8, крепящиеся к вкладышам винтами и штифтами. Между сухарями и вкладышами установлены латунные прокладки 11. Сферические поверхности сухарей опираются на обойму 7. Обойма состоит из двух половин, которые крепятся к цилиндрической рас­точке стула и крышке винтами 4.

Рисунок 48 – Общий вид регулируемых вкладышей

Рисунок 49 – Опорный подшипник с самоустанавливающимся вкладышем

Верхний и нижний вкладыши соединяются между собой четырьмя шпильками с гайками 9. Точная установка (центровка) верхнего вкладыша относительно нижнего обеспечивается замком 5и двумя направляющими штифтами. От проворачивания вкладыши удерживаются штифтом 10, вставленным в нижний вкладыш и помещающимся в вырезе нижней обоймы с зазором, что допускает поворот вкладыша в обойме.

Масло в подшипник подается по каналам 3 и 2, баббит со стороны подвода масла имеет развалку для растекания масла по шейке вала. В верхней половине вкладыша сделан кольцевой канал, по которому масло поступает по обе стороны шейки, обеспечивая образование масляного клина, при работе на передний и задний ход. В противном случае потребовалось бы два подвода масла к подшипнику.

Чтобы не было утечки масла из подшипника в месте выхода масла из корпуса, со стороны уплотнительной коробки предусмотрено маслозапорное устройство, состоящее из латунного щитка (из двух половин), крепящегося к нижнему и верхнему вкладышу, и двух бронзовых маслоудерживающих полуколец, заведенных в крышку и стул.

В приливе крышки имеются отверстия для установки соответственно термометра, маслоконтрольного прибора и микрометра; с помощью последнего измеряется проседание вала, а следовательно, и износ баббита.

Главное достоинство самоустанавливающихся регулируемых подшипников этого типа состоит в том, что вкладыш имеет цилиндрическую поверхность, а сфера вытачивается в обойме, а не в стуле.

Вопросы для самоконтроля

1. Перечислите основные элементы опорного подшипника скольжения.

2. Каким антифрикционным материалом покрываются внутренние поверхности вкладышей опорных подшипников главных турбин?

3. Какую форму имеют опорные поверхности вкладышей самоустанавливающихся подшипников?

4. Поясните назначение сухарей.

5. Как фиксируются вкладыши опорных подшипников от проворачивания?

6. Поясните схему движения масла в работающем опорном подшипнике.

7. Перечислите преимущества самоустанавливающихся опорных подшипников по сравнению с жесткими подшипниками.

Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Передний стул турбины

Вал ротора паровой турбины устанавливается в опорных подшипниках, которые воспринимают и передают на детали статора радиальные нагрузки от собственного веса валопровода; его неуравновешенных центробежных сил и расцентровок; аэродинамических сил, возникающих в проточной части и уплотнениях турбины.

В паровых турбинах применяются только подшипники скольжения с жидкостным трением, в которых между вращающимися

и неподвижными деталями при нормальной работе существует тонкий слой смазки.

В различных конструкциях паровых турбин применяются либо выносные корпуса подшипников (стулья), которые устанавливаются отдельно от цилиндров на свои фундаментные рамы, либо встроенные корпуса подшипников, которые ввариваются непосредственно в конструкцию сварных цилиндров и составляют с ними одно целое.

Внутри корпусов подшипников размещаются:

• встроенная система маслоснабжения вкладышей и слива масла;
• масляные уплотнения (маслоотбойные кольца), расположенные в местах выхода роторов из корпусов подшипников и предназначенные для предотвращения протечек масла вдоль роторов;
• перегородки, разделяющие внутреннюю полость корпусов подшипников на отсеки в местах установки вкладышей и расположения муфты, которые препятствуют пенообразованию масла.

В нижней половине внутренней полости корпусов подшипников устанавливаются кронштейны, предназначенные для крепления датчиков системы контроля и защиты турбины.

Характерные дефекты и причины их появления

• Выработка баббитовой расточки происходит в процессе эксплуатации, как правило, при пусках и остановах турбоагрегата в условиях полусухого трения из-за отсутствия устойчивого масляного клина при малых частотах вращения ротора; величина выработки в значительной мере зависит от количества пусков и остановов, качества масла и распределения нагрузки от веса ротора на опорные подшипники.
• Механический износ баббита с возникновением на нем кольцевых рисок возникает обычно в результате эксплуатации турбины с применением обводненного масла или масла с повышенным содержанием механических примесей.
• Отслоение баббитовой заливки вкладыша происходит вследствие некачественной заливки баббита или высокого уровня динамических нагрузок при повышенной вибрации турбоагрегата.

• Выкрашивание баббитовой заливки вкладыша происходит вследствие:

а) увеличенных зазоров в расточке вкладыша;

б) перераспределения нагрузок на подшипник в результате тепловых расцентровок и возникающей вследствие этого вибрации ротора.

• Электроэрозионный износ расточки баббита возникает в результате появления токов между роторами и опорами из-за остаточной намагниченности деталей турбины или отсутствия изоляции в районе заднего подшипника генератора (задний стул — фундаментная рама, задний подшипник водородного уплотнения — его корпус).
• Повреждение опорных подшипников с частичным подплавлением баббитовой заливки или ее полным выплавлением происходит:

а) из-за прекращения подачи масла или снижения его расхода на подшипник;

б) перераспределения нагрузки на подшипники в результате тепловой расцентровки роторов (затрудненных тепловых расширений турбины).

• Повреждение опорных колодок и набора регулирующих прокладок вкладыша происходит обычно по следующим причинам:

а) дефекты сборки подшипника (слабая обтяжка крепежа опорных колодок и, как следствие, отсутствие натяга на подшипнике);

б) некачественная пригонка прилегания опорных подушек к расточке вкладыша; отсутствие натяга на подшипнике;

в) перераспределение нагрузок на подшипник в результате тепловых расцентровок; наличие большой угловой несоосности роторов («маятника»).

• Повреждение опорных поверхностей расточек корпусов подшипников.
• Повреждение сферы самоустанавливающихся опорных и опорно-упорных подшипников происходит вследствие:

а) отсутствия натяга по сфере вкладыша подшипника;

б) перераспределения нагрузок на подшипник в результате тепловых расцентровок;

в) наличия излома осей пары роторов с жесткой муфтой «маятника» (в результате торцевого боя полумуфт или неправильной затяжки крепежа муфты).

• Течь масла по валу происходит вследствие:

а) увеличенных зазоров по усикам масляного уплотнения, возникающих в результате износа усиков в процессе эксплуатации, а также некачественной пригонки зазоров во время монтажа и ремонта;

б) избыточного давления в корпусе подшипника;

в) наличия повреждений в разъемах масляного уплотнения (неплоскостность сопрягаемых поверхностей).

• Течь масла по разъемам крышки корпуса подшипников может происходить по следующим причинам:

а) наличие в разъемах механических повреждений или неплоскостности сопрягаемых поверхностей;

б) увеличение сверхдопустимого натяга между крышкой и вкладышем;

в) некачественная сборка разъема или отсутствие уплотнительных материалов;

г) несоответствие линейных размеров закатного масляного уплотнения размерам расточки под него.

• Течь масла в трещины корпуса подшипников, трубопроводов маслоподвода.
• Повреждение расточек под опорные вкладыши, как правило, происходит по следующим причинам:

а) мал или отсутствует натяг по вкладышу подшипника;

б) некачественная сборка опорных подушек вкладышей и, как следствие, отсутствие натяга;

в) отсутствие требуемой площади прилегания опорных подушек к расточке корпуса подшипника;

г) отсутствие прилегания по сферам обоймы и вкладыша самоустанавливающегося подшипника и, как следствие, отсутствие натяга;

д) электроэрозионный износ расточек.

• Увеличенные зазоры в шпоночных соединениях (в первую очередь — в вертикальных и консольных шпонках).

Применяемые материалы

Вкладыши подшипников изготавливаются из чугуна марки СЧ-21-40. Вкладыши самоустанавливающихся, комбинированных и сегментных подшипников, а также обойм выполняются из поковок низкоуглеродистых сталей марок Ст. 10, Ст. 15.

В качестве антифрикционного материала для заливки подшипников применяется баббит марки Б-83, имеющий следующий состав, %: олово — 83, сурьма — 11, медь — 6.

Передний стул турбины

Главное меню

Судовые двигатели

Главная Судовые паровые турбины Детали судовых паровых турбин Корпус турбины

Корпус турбины имеет цилиндрическую или слегка коническую форму, ее выбирают в соответствии с формой ротора. В пазах корпуса укреплены кольцевые ряды направляющих лопаток (ре­активные турбины) или диафрагмы, разделяющие корпус на от­дельные камеры (активные турбины). Для удобства изготовления и сборки в корпусе турбины имеется горизонтальный разъем в плоскости, проходящей через ось вала. Кроме того, каждую по­ловину крупного корпуса изготовляют с одним или несколькими вертикальными разъемами, упрощающими ее отливку, механиче­скую обработку и сборку.

Корпуса вспомогательных турбин обычно выполняют с одним горизонтальным или вертикальным разъемом. Фланцы разъемов тщательно пришабривают и для создания паронепроницаемоести смазывают слоем специальной мастики толщиной 0,2—0,5 мм и крепят прочными болтами и шпильками. В крышке корпуса уста­навливают четыре—восемь отжимных болтов (чтобы можно было отделить ее от нижней части корпуса). Для правильного положе­ния крышки при вскрытии или закрытии корпуса фланцы разъем­ного соединения имеют два—восемь установочных болтов.

В нижней половине корпуса расположены опоры, с помощью которых турбину крепят к судовому фундаменту. Опоры турбин бывают неподвижные и подвижные (рис. 9, а). Подвижные опоры устанавливают со стороны впуска пара; они обеспечивают воз­можность теплового расширения корпуса турбины. Подвижные опоры подразделяются на скользящие и гибкие. На рис. 9, б по­казана скользящая опора. По фундаментной плите 2 скользит стул турбины 5, обычно имеющий указатель, по которому следят за расширением корпуса турбины при прогревании. Подвижность опоры достигается с помощью зазоров между направляющими планками 3 и лапой стула 4 и между направляющей шпонкой 1 и шпоночным пазом фундаментной плиты. На рис. 9, в показана неподвижная опора. Лапа стула 3 крепится к фундаментной плите 2 болтами 1 . На современных судовых турбинах применяют гибкие опоры, состоящие из одного или нескольких соединенных между собой стальных листов, расположенных в плоскости, пер­пендикулярной к продольной оси. При тепловом расширении тур­бины в продольном направлении происходит упругая деформация листов.

Устройство корпуса турбины высокого давления (ТВД) судо­вого турбозубчатого агрегата (ТЗА) показано на рис. 10. Верхняя 8 и нижняя 20 половины литого стального корпуса соединяются фланцами. Каждая половина корпуса состоит из двух частей, скрепленных между собой вертикальными фланцевыми соедине­ниями 6. Нижняя половина корпуса опирается на продольную раму своими стульями, в которых расположены полуцилиндриче­ские гнезда 1 и 12 для установки вкладышей опорных подшипни­ков и гнездо 14 для упорного подшипника. Опорные и упорные подшипники имеют съемные крышки 2 и 13. Носовая часть кор­пуса 17 турбины скреплена со стулом 16 скользящим соединением обеспечивающим сохранение соосности расточек корпуса и стула при температурных деформациях корпуса. Кормовая часть кор­пуса сварена со стулом 25. Носовой стул установлен на гибких опорах 15, а кормовой жестко прикреплен к продольной раме. Внутри корпуса проточены кольцевые выточки: 3 и 11 — для обойм наружных уплотнений, 7 — для диафрагм и 9 — для направ­ляющего аппарата регулировочной ступени. Со стороны впуска пара, в верхней части корпуса, приварена литая сопловая ко­робка 10, с патрубком 5 впуска пара, отлитая заодно с клапанной коробкой, а в нижней части приварена литая сопловая коробка 19 первой группы сопел. Выпускная часть корпуса 4 отлита в виде улитки с патрубком 23, через который отводится пар в турбину низкого давления. Кроме выпускного патрубка и патрубков впуска свежего пара на корпусе имеются патрубки: 22 — для отвода пара из ТВД непосредственно в конденсатор, 21—для отбора пара на регенерацию, 18 и 24 — для отсоса пара в уравнительный коллек­тор от кормового и носового уплотнений.

Корпус турбины находится под воздействием давления нахо­дящегося в нем пара, усилий от опор ротора и вибраций, пере­дающихся через эти опоры, усилий, приложенных к корпусу со стороны диафрагм и направляющих аппаратов, усилий, возникаю­щих в результате температурных деформаций, и усилий от собст­венного веса и веса закрепленных в нем и на нем неподвижных деталей.

Корпуса современных судовых турбин отливают или сваривают из стали. Чугунное литье применяют для корпусов при темпера­туре пара не выше 523° К. Наибольшее применение для изготов­ления корпусов получила углеродистая сталь С40. При темпера­туре пара выше 693° К используют легированные стали, а при температуре порядка 773° К — хромомолибденовые стали марки 20 ХМ.