Конструкция турбин с противодавлением. ПБ в турбинном цехе

Реферат по теме: Конструкция турбин с противодавлением. ПБ в турбинном цехе.

   Выполнил:       Ильясов Эдуард 

                                                                                              Ильдарович

   Группа:        ЗТ-1-10

   Шифр  :                                                                            ЗТ-8-10

   Дом.адрес:                                                                       РТ,г.Набережные                                                                                                                          Челны,проспект 

                                                                                              Яшьлек,д.37,кв154.

   Телефон:                                                                          89172496488     

                                                 КАЗАНЬ 2013

Содержание

1.Введение

2.Конструкция турбин с противодавлением:

 а ) Общие принципы конструирования паровых турбин

          б ) Организация тепловых расширений и операция турбин

 в )  Классификация роторов

5. Техника безопасности  и противопожарные  мероприятия

        6.Вывод

        7.Использованная литература

Введение

Практически все предприятия различных  отраслей промышленности нуждаются  в производственном паре, а также  в сетевой воде для отопления, горячего водоснабжения, вентиляции и  кондиционирования. В зависимости  от размеров и характера тепловых нагрузок, стоимости электроэнергии и местоположения предприятия снабжение  их тепловой энергией производится либо от котельной, либо от ТЭЦ, на которых, в большинстве случаев, паровая  турбина  является основным типом  двигателя. Обладая исключительно  хорошими технико-экономическими характеристиками, небольшой удельной стоимостью, высокой  надежностью, а также ресурсом работы, паровые турбины и в настоящее время находят широкое применение на объектах современной энергетики.

Однако работа всех тепловых двигателей, в том числе паровой  турбины , сопряжена с рядом потерь энергии. Так, помимо основного потока пара, совершающего работу, в ступенях  турбины существует ряд неизбежных протечек, которые снижают ее КПД. Протечки пара могут возникать из-за недостатков конструкции в различных стыках между деталями, например между валом турбины и ее корпусом. Для сокращения указанных потерь в турбостроении широко применяются системы лабиринтовых уплотнений: концевые и диафрагменные. Диафрагменные уплотнения препятствуют протеканию пара мимо ступени, концевые - выходу пара избыточного давления в атмосферу, либо попаданию воздуха в конденсатор. Отличительной особенностью системы концевых уплотнений  турбин   с   противодавлением  является наличие избыточного давления пара как в передних (ПКУ), так и в задних концевых уплотнениях (ЗКУ).

           Перед рассмотрением конкретных конструкций турбин имеет смысл остановиться на некоторых принятых в турбостроении общих принципах конструирования паровых турбин. Поскольку выбор параметров пара и частоты вращения рассмотрены выше, то они предполагаются заданными. Естественно, задано и назначение турбины.

Турбины конденсационные, с противодавлением и теплофикационные относительно небольшой  мощности, примерно до 50 МВт, выполняются  в одном цилиндре (рис. 10.1, а). Также одноцилиндровой может быть турбина и большей

мощности—до 100—150 МВт, если она создается  с противодавлением, с большими отборами пара для внешнего потребителя и  конденсационная с относительно плохим вакуумом. Однако обычно турбины  с теплофикационными отборами пара, хотя для них может и не требоваться  дублирования потоков пара в части  низкого давления, для лучшей организации  отборов и их регулирования при  мощности 50— 100 МВт не удается выполнить в одном цилиндре. Паровые турбины для утилизационных ПГУ выполнятся одно- или двухцилиндровыми.

Многоцилиндровые агрегаты для  ТЭС и ТЭЦ состоят из ЦВД, ЦСД (если он имеется), одного или нескольких ЦНД.

Обычно цилиндры располагаются  по потоку пара. После ЦНД устанавливается  электрогенератор. Для турбин АЭС  возможно как такое же расположение цилиндров, так и иное , когда первый цилиндр ЦВД располагается в центральной части агрегата, а по бокам его находятся ЦНД .

В настоящее время одновальные  турбины проектируются не более  чем с пятью цилиндрами. В этом случае валопровод агрегата, состоящий из роторов турбины и ротора генератора, имеет шесть основных участков.

      Очевидно, что увеличение числа цилиндров означает не только удорожание турбины, но приводит к большей величине тепловых расширений, большему числу опор — подшипников, соединений роторов — муфт, более густому спектру собственных частот валопровода. При этом возрастают требования к изготовлению и монтажу агрегата, к жесткости фундамента, что в конечном счете вызывает повышенные трудности обеспечения надежности всего турбоагрегата. Кроме того, увеличивается длительность и стоимость ремонта. Поэтому пятицилиндровые агрегаты выполняются только при их большой мощности, сочетаемой в конденсационных турбинах с глубоким расчетным вакуумом. Такими являются турбины для ТЭС мощностью 800 и 1200 МВт , быстроходные турбины для АЭС мощностью 500 МВт и более. Принципиально можно выполнить турбину с шестью цилиндрами. Однако по указанным выше причинам таких турбин нет даже в перспективных проектах агрегатов сверхбольшой мощности. Длительный опыт работы ТЭС и АЭС показал возможность обеспечения высокой эксплуатационной надежности пятицилиндровых машин.

Выбор числа цилиндров, определяется на основе технико-экономических расчетов. Нельзя не отметить некоторой тенденции турбостроительной промышленности к уменьшению числа цилиндров. Это объясняется трудностями обеспечения электростанций холодной циркуляционной водой и, следовательно, получения глубокого вакуума, а также стремлением снизить трудо- и металлоемкость изготовления. Уменьшение числа цилиндров при заданных мощности, частоте вращения и давлении в конденсаторе возможно за счет сокращения числа ЦНД (при этом необходимы или большие размеры — кольцевые площади - последних лопаток, или сохранение тех же последних лопаток и, как следствие, снижение экономичности) и за счет объединения в одном, первом цилиндре частей высокого и среднего давления турбины—совмещенного ЦВСД. Недостатком конструкции совмещенного ЦВСД является ограничение числа ступеней этих двух частей турбины и тем самым некоторое уменьшение КПД, а также определенные трудности компактного, рядом с цилиндром расположения большого числа клапанов.

Направление потоков пара в многоцилиндровой турбине определяется рядом факторов — уменьшением усилий, действующих  на упорный подшипник, сокращением  взаимных осевых перемещений валопровода и системы корпусов, уменьшением тепловых деформаций, расположением трубопроводов, органов парораспределения и т. д.

Первый цилиндр — ЦВД может  выполняться однопоточным с подводом пара с конца  или в среднюю часть. При подводе пара в ЦВД в среднюю часть добавляются некоторые потери энергии в проточной части (теряется выходная энергия пара после первого, имеется небольшая потеря давления в перепуске), но сокращаются потери в концевых уплотнениях. Однако главное преимущество такого подвода — меньшие температурные разности в корпусе цилиндра. Достоинством подвода пара в средней части является уравновешивание осевого усилия в пределах одного цилиндра.

В некоторых турбинах при больших  объемных пропусках пара на входе  в цилиндр двухпоточная конструкция с одинаковыми потоками пара и соответственно одинаковой проточной частью выполняется не только в ЦНД, но и в ЦСД и даже в ЦВД .При этом полностью уравновешиваются осевые усилия, однако число ступеней в цилиндре и, следовательно, длина ротора увеличиваются.

В многоцилиндровой конструкции стремятся  организовать противоположное направление  потоков пара в цилиндрах, чтобы  в значительной степени уравновесить осевые усилия. При этом следует  помнить, что в турбинах с промежуточным  перегревом пара при переходных процессах  может произойти существенное перераспределение  усилий, в результате чего упорное  давление в подшипнике (даже при  общем уравновешивании при стационарном режиме) может оказаться весьма значительным.

Конденсационная или теплофикационная турбина типа Т, ТК или ПТ в одно- или реже в двухцилиндровом исполнении имеет один поток низкого давления. Если в турбине предусмотрены специальные ЦНД, то, как правило, число потоков низкого давления четное — два, четыре, шесть или даже восемь. В то же время большинство модификаций турбин К-300-23,5 спроектировано с тремя потоками низкого давления. При такой мощности, глубоком вакууме и длине последней лопатки, примерно равной одному метру (при 501/с), эта конструкция была целесообразной — уменьшение числа потоков до двух привело бы примерно к удвоенной потере с выходной скоростью из последней ступени и увеличению в ней изгибающих напряжений. Выполнение же турбины К-300-23,5 с четырьмя потоками ЧНД потребовало бы еще одного цилиндра и заметно повысило бы стоимость установки.

Однако нельзя не отметить, что  нечетное число потоков требует, как в данном случае, совмещения в одном цилиндре частей низкого  и среднего давлений; имеются также  некоторые трудности модернизации и унификации с другими турбинами.

Цилиндры турбины могут выполняться  одностенными (однокорпусными) с установкой диафрагм прямо в корпусе или с обоймами, в каждой из которых располагаются несколько диафрагм или группы сопловых лопаток реактивных ступеней, и двухкорпусными.

Обоймы позволяют конструктивно  организовать отборы пара для регенерации  и других нужд, облегчают унификацию, т. е. использование одних и тех  же корпусов для различных проточных  частей, упрощают обработку корпуса. При пуске турбины обоймы несколько  сокращают температурные градиенты  в деталях цилиндра, улучшая показатели маневренности. В то же время при  обойменной конструкции корпус выполняется большего диаметра, увеличиваются размеры фланцев.

Двустенная конструкция цилиндра позволяет разделить перепад  давления и, главное, температурный  перепад между корпусами, выполнить  и стенки и фланцы корпусов более  тонкими, уменьшить коробление их, ускорить пуск турбины. Иногда в ЦВД или  после промперегрева в ЦСД внутренний цилиндр достаточно выполнить только для первых групп ступеней, где температура выше. В цилиндрах среднего давления внутренние корпуса обычно выполняются после промперегрева в зоне высоких температур, а также в двухпогочных ЦСД .В ЦНД возможно простое однокорпусное выполнение цилиндра (рис. 10.5), более сложное двухкорпусное и даже трехкорпусное. Такие сложные конструкции ЦНД связаны с трудностями организации отборов пара, с выполнением части корпуса, поддерживающей диафрагмы и сопловые лопатки, независимой от основного, внешнего корпуса, что необходимо для того, чтобы перемещения внешнего корпуса не сказывались на зазорах в проточной части. В некоторых конструкциях внешний корпус ЦНД по существу является корпусом конденсатора, охватывая единую систему ЦНД — конденсатор .

Корпуса турбин активного типа, что  характерно для турбин отечественного производства, имеют горизонтальный разъем, плотность которого обеспечивается толстыми фланцами, в которых в  ЦВД, а в случае промежуточного перегрева  и в ЦСД при переходных режимах  могут возникнуть недопустимо большие  температурные градиенты.

Корпуса высокого давления обычно не имеют вертикального разъема, поскольку  обеспечить плотность на так называемом кресте — месте пересечения вертикального  ц горизонтального разъемов —  при высоком давлении довольно трудно. В то же время в ЦСД, а также  в одноцилиндровых турбинах имеются  вертикальные фланцы, которые облегчают  изготовление корпуса. В ЦНД вертикальное разделение корпуса связано главным образом с необходимостью уменьшения его габаритов для облегчения транспортировки.

Корпуса высокого и среднего давления выполняются литыми из высоколегированных сталей, иногда сварно-литыми, редко сварно-штампованными. Корпуса ЦНД, а также выходные патрубки большинства конденсационных и теплофикационных турбин выполняются сварными из листовой углеродистой стали.

Подвод пара в ЦВД осуществляется с помощью сопловых коробок, применяемых  не только при сопловом, но иногда и  при дроссельном парораспределении . Эти сопловые коробки, находящиеся под воздействием небольших перепадов температур, облегчают условия пуска турбины, уменьшая температурные градиенты в корпусе ЦВД, позволяя выполнить тоньше стенки корпуса.

В турбинах сверхкритического давления, где имеются и двойной корпус, и сопловые коробки, конструкция  в наиболее горячей части ЦВД  является трехстенной, благодаря чему повышается маневренность агрегата. Сопловые коробки могут быть цельными, с общим подводом от клапанной коробки, и разделенными перегородками на сопловые сегменты .

Такая конструкция применяется, например, в турбинах небольшой мощности НЗЛ  и КТЗ. При этом максимальная степень  парциальности регулирующей ступени должна быть меньше или в крайнем случае ненамного больше половинной. В противном случае сложно или даже невозможно завести сопловую коробку в корпус турбины.

В мощных турбинах, как и в большинстве  турбин с сопловым парораспределением, каждый регулирующий клапан имеет свою сопловую коробку. Для уменьшения потерь энергии по концам сопловых сегментов  стремятся эти коробки расположить  как можно ближе друг к другу .

Наиболее удачна конструкция сопловой коробки, когда максимальная парциальность очень близка к единице и потери от частичного подвода при всех открытых клапанах практически отсутствуют. Такая конструкция применена в турбинах К-800-23,5 и К-500-16 ЛМЗ. Тот же принцип закладывается в- мощных турбинах с дроссельным парораспределением, где подвод осуществляется через специальную коробку практически по всей окружности, а также после промперегрева пара .

Клапаны турбины на входе разделяются  на стопорные (быстрозапорные) и расположенные вслед за ними регулирующие. Регулирующие клапаны могут устанавливаться как в общей клапанной коробке, так и раздельно. Общая клапанная коробка обычно присуща системе подъема клапанов с помощью единой траверсы .

Клапанные коробки как общие, так  и индивидуальные располагаются  непосредственно на корпусе и  на значительном расстоянии от ЦВД. В  последнем случае достоинством является возможность упростить конструкцию  и изготовление корпуса, облегчить  доступ к клапанам, в некоторых  турбинах—упростить систему управления клапанами. Недостатком же являются дополнительные паровые объемы после клапанов, что увеличивает разгон турбины после их закрытия.

В некоторых конструкциях для уменьшения потерь давления объединяют стопорный  и регулирующий (при дроссельном  парораспределении), а также отсечный и регулирующий клапаны. Такая конструкция  наиболее часто встречается в  турбинах насыщенного и слабоперегретого пара АЭС и после промперегрева турбин высоких параметров. В турбинах насыщенного пара перед ЦНД (после сепаратора и промперегревателя) из-за очень больших объемных пропусков пара зачастую вместо клапанов применяются поворотные заслонки.

Как правило в турбинах, которые рассмотрены ниже, клапаны устанавливаются вертикально, что позволяет уменьшить площадь, занимаемую агрегатом. Определенные преимущества (но компоновке, по сокращению паровых трактов и тем самым уменьшению потерь давления до входа в первую ступень цилиндра) имеет горизонтальное расположение клапанной системы.

Одним из важнейших вопросов конструирования  является организация тепловых расширений и операция турбины. Малые зазоры в уплотнениях и проточной  части, далеко не всегда симметричная конструкция, высокие температуры  и очень большая длина турбоагрегата  требуют тщательного подхода  к решению этой задачи.

Простейшая одноцилиндровая турбина  с противодавлением обычно имеет  корпус, свободно опирающийся на корпуса (стулья) подшипников и непосредственно  не связанный с фундаментом и  лежащий на стульях подшипников  почти на уровне горизонтального  разъема. Между лапами и стульями подшипников закладываются поперечные шпонки, организующие поперечное расширение корпуса относительно оси машины; (строго) радиальным это перемещение  будет при плоскостях опирания, совпадающих с осью турбины.

Во многих случаях имеются еще  нижние вертикальные (радиальные) шпонки, служащие этой же цели.

Иногда, например, в некоторых турбинах КТЗ корпус турбины невысоких  начальных параметров и небольшой  длины имеет жесткую фланцевую  связь (по нижней половине окружности) с корпусом подшипника. Корпус переднего подшипника, а также корпус заднего подшипника турбины с противодавлением свободно располагаются на фундаментной плите с продольными шпонками в осевой плоскости турбины.

В турбинах с противодавлением между  корпусом заднего подшипника и фундаментной плитой имеются еще поперечные шпонки; пересечение линий этих поперечных шпонок с вертикальной плоскостью, проходящей через ось турбины, дает так называемый фикс-пункт (мертвую  точку турбины), от которого во все  стороны направляются расширения системы  корпусов.

В конденсационных турбинах цилиндры низкого давления обычно опираются  боковыми лапами на фундаментные рамы. В большинстве турбин небольшой и средней мощности корпуса опорных подшипников ЦНД со стороны выхода пара выполняются заодно с нижней половиной выходного патрубка. В такой конструкции ЦНД имеет еще одну, а в двухпоточном ЦНД даже две опоры. В связи с повышенными требованиями к жесткости опор сложных многороторных валопроводов в современных многоцилиндровых турбинах подшипники ЦНД выполняются независимо от выходного патрубка и устанавливаются на своих фундаментных балках.

Фикс-пункт конденсационной турбины  образуется обычно в зоне одного из ЦНД пересечением линии поперечных шпонок под боковыми лапами ЦНД с  вертикальной плоскостью, проходящей через продольные и вертикальные шпонки.

Корпуса переднего и промежуточного подшипников располагаются незакрепленными на фундаментных балках или плитах. Между стулом подшипника и плитой закладывается

Рис. 10.2. Различные схемы опирация цилиндров и направления тепловых расширений неподвижных частей турбины;

а -турбина с противодавлением; 6 одноцилиндровая конденсационная турбина; в — двухцилиндровая конденсационная турбина; 1 поперечные шпонки; 2 -б, 7 и 9 фундаментные рамы; 3 —продольные шпонки; 4- вертикальные (радиальные) шпонки; 5— пружинные опоры; 8 косые направляющие шпонки; 10- лапы цилиндра; 11-мертвая точка (фикс-пункт) системы неподвижных частей турбины относительно фундамента; г- вертикальная шпонка между корпусом турбины и стулом подшипника; д— лапа опирания корпуса турбины на стул подшипника, применяемая в турбинах ХТЗ; е то же в турбинах ЛМЗ и ТМЗ; 1—корпус (стул) подшипника; 2 лапа нижней половины цилиндра; 3 горизонтальный фланец верхней половины цилиндра; 4 -прижимные скобы; 5 — домкратный болт; 6 - монтажная прокладка; ж вертикальная шпонка между корпусом турбины и стулом переднего подшипника с передачей перемещения корпуса в осевой плоскости, применяемая НЗЛ продольная шпонка не допускающая боковые, поперечные перекосы корпуса (см. схему на рис. 10.2, в). В некоторых турбинах (см. рис. 10.43) корпус переднего подшипника устанавливается на фундаменте с помощью гибкой опоры.

Перемещения корпусов турбины и  корпусов ее подшипников, вызванные  тепловыми расширениями, должны происходить  свободно, без заеданий на плоскостях опирания корпусов и боковых лап. Важно, чтобы эти перемещения в продольном направлении были строго в вертикальной плоскости, проходящей через ось турбины. Для этого применяется ряд мер: усилия передаются не через боковые лапы и их поперечные шпонки, а через радиально расположенные шпонки.

Примером последнего является устройство, применяемое в турбинах НЗЛ. Иногда для передачи усилий используются тяги, размещенные по бокам —справа и слева от оси турбины примерно в плоскости горизонтального разъема. В случае обычной, наиболее широко применяемой в нашем турбостроении конструкции плоскости опирания корпусов подшипников на фундаментной плите имеют специальное покрытие с низким коэффициентом трения- из фторопласта.

  С точки зрения технологии  изготовления ротора это изменение  диаметра имеет небольшое значение.

В ряде конструкций по некоторым  причинам (размеры поковки, станков, печей и другого оборудования на заводе) максимальный диаметр необлопаченного ротора ограничен и выполнение ротора с одной ступенью, имеющей диаметр, заметно превышающий корневые диаметры остальных ступеней, может быть нерациональным или даже невозможным. Это касается в первую очередь регулирующей ступени, хотя увеличение диаметра этой ступени, особенно в турбинах с большим начальным объемным пропуском пара, может оказаться целесообразным для сокращения числа ступеней и повышения устойчивости КПД турбины при переменном режиме.

Конструктивно ротор может быть выполнен с насадными дисками, цельнокованым , сварным и сварно-кованым, также смешанного типа — цельнокованым в первых ступенях с последующими насадными дисками (рис. 10.3, в).

Ротор с насадными дисками проще  по конструкции и изготовлению; размеры  его обычно ограничены длиной вала. Однако применение такого ротора в  ряде случаев недопустимо.

Во-первых, при высоких температурах пара можно ожидать ослабления посадки  диска на вал.

Во-вторых, напряжения в диске возрастают с увеличением диаметра внутренней расточки и за счет контактных напряжений при посадке. Поэтому сильно нагруженные диски большого внешнего диаметра, несущие длинные лопатки, в ряде конструкций ЦНД не могут быть выполнены насадными. Это относится, например, к ЦНД турбины К-1200-23,5 ЛМЗ .

В-третьих, жесткость ротора с насадными  дисками может оказаться недостаточной. Другие упомянутые типы роторов

при той же длине (расстоянии между  подшипниками) оказываются более  жесткими. Кроме того, как правило, конструкция насадного диска  с широкими втулками удлиняет ротор.

В-четвертых, в дисках, насаженных на вал, отмеченные выше увеличенные  напряжения в месте посадки и  особенно концентрация напряжений в  шпоночных пазах стимулируют  коррозионное растрескивание материала  в тех элементах турбины, которые  находятся в зоне, где процесс  расширения пара происходит вблизи линии насыщения. Это может

относиться к ступеням низкого  давления, а в некоторых турбинах и к последним ступеням части  среднего давления. Высокие расчетные  напряжения в насадных дисках могут  потребовать сталей с повышенными  пределами текучести, что также  неблагоприятно сказывается при  проявлении коррозионных эффектов.

  Указанных недостатков нет  у цельнокованого ротора. Однако  размеры поковки такого ротора  ограничены, его обработка более  сложна и длительна. Цельнокованые  роторы выполняются в ЦВД и  ЦСД турбин высоких параметров  пара, а также в ЦВД мощных  турбин насыщенного пара и некоторых других турбинах .

Для проверки качества крупной поковки, используемой для цельнокованых  роторов паровых турбин, обычно ротор  рассверливается по оси, что приводит к повышению напряжений в нем  примерно вдвое по сравнению с  цельным, несверленым ротором. Такое увеличение напряжений сказывается на возможности использования его для цилиндров низкого давления вследствие значительных центробежных сил от длинных последних лопаток и обычно несколько увеличенного диаметра поковки ротора ЦНД. В связи с этим в паровой турбине К-1200-23,5 ЛМЗ, в цилиндрах низкого давления турбин насыщенного пара ХТЗ применены рассматриваемые ниже сварные и сварно-кованые роторы. Однако для ЦНД турбины К-1000-5,9/50 ЛМЗ впервые в практике мирового парогурбо-строения удалось создать цельнокованый ротор без центрального сверления.

Барабанные роторы, роторы среднего давления и роторы ЦВД тихоходных турбин часто выполняют сварно-коваными. В этом случае размеры поковки уменьшаются.

Сварные роторы, состоящие из нескольких дисков, свариваемых по периферии, нашли широкое распространение в ЦНД турбин как реактивного, так и активного типа. В ЦНД турбин активного типа из-за повышенной реактивности ступеней и меньшего влияния на КПД протечек помимо сопловой решетки иногда отказываются от диафрагменной конструкции, существенно повышая при этом диаметр уплотнений под сопловыми лопатками. Отсутствие диафрагм при том же числе ступеней сокращает осевые размеры ротора, что необходимо в некоторых конструкциях, в первую очередь из-за требований жесткости ротора. Важным преимуществом данной конструкции сварного ротора является возможность выполнить диски без центрального отверстия, придать им форму, близкую к равнопрочной. При той же внешней нагрузке это снижает максимальные напряжения в дисках примерно вдвое. Иногда сварная конструкция ротора применяется и в ЦВД .

Конструкция сварного ротора, в которой  воздействию пара подвергается только внешняя его часть, испытывающая обычно не столь большие напряжения, благоприятна при возможном появлении  коррозионного растрескивания металла. Так, в турбинах АЭС ХТЗ со сварными роторами не наблюдались аварии или  предаварийное состояние, вызванное  этим явлением. В то же время на многих зарубежных турбинах для АЭС с  дисковой конструкцией роторов ЦНД  были массовые случаи коррозионного  воздействия как на диски, так и на валы турбин.

При изготовлении сварных роторов  важно обращать особое внимание на конструкцию, технологию и качество сварных швов, тщательный их контроль. В противном случае возможны весьма серьезные аварии.

 Роторы отдельных цилиндров между собой и ротор турбины с ротором генератора соединяются с помощью муфт. В мощных турбинах, как правило, встречаются жесткие и полугибкие муфты .

Жесткие муфты как с насадными, так и откованными заодно с валом полумуфтами требуют повышенной точности сборки. Однако они позволяют более точно рассчитать критическую частоту колебаний валопровода, несколько сокращают его длину, а в некоторых конструкциях дают возможность ограничиться установкой вместо двух всего одного подшипника между двумя цилиндрами.

При полугибких муфтах, применяемых, в частности, в ряде ранее спроектированных турбин ЛМЗ и ТМЗ , создается небольшой изгибающий момент, действующий на ротор. Эти муфты допускают незначительные перекосы валов.

Гибкие муфты чаще всего встречаются  в транспортных и приводных турбинах, а также в турбоагрегатах относительно небольшой мощности, они допускают  в некоторых пределах свободные  взаимные перемещения соединяемых  роторов. В турбинах применяются  муфты кулачковые, пластинчатые, зубчатые и со змеевидной пружиной. Применение гибкой муфты требует упорных подшипников для каждого из роторов. Следует отметить, что гибкая муфта сама может быть источником дополнительных осевых усилий.

Роторы и их элементы должны отвечать определенным критериям надежности. Для дисков проверяются напряжения, которые обычно максимальны на внутренней расточке, а в сплошных дисках в центре. Кроме того, производится проверка вибрационной надежности диска совместно с облопачиванием. Вал турбины рассчитывается на прочность от действия крутящего момента, наибольшего в месте соединения турбины с генератором или приводной машиной. При соединении турбины с электрическим генератором проверка напряжений производится в условиях короткого замыкания, когда крутящий момент возрастает по сравнению с обычным режимом в несколько раз.

Наиболее ответственна вибрационная проверка валопровода и его отдельных элементов, которая выполняется с учетом податливости опор и фундамента и упругости масляной пленки в подшипниках. Для падежной работы турбины важна качественная балансировка ротора, действующие на рабочие лопатки, неравномерно распределяются по окружности. При этом возникает неуравновешенная сила. К этому следует добавить неравномерные усилия, действующие на ротор от плотного пара над бандажом рабочих лопаток, в уплотнениях и т. п.