Взвешивание цилиндров паровых турбин

Видео:Самые мощные паровые турбины для ТЭС, АЭС и атомных ледоколов. Экскурсия на турбинный заводСкачать

Способ определения усилия отрыва лапы цилиндра паровой турбины от фундамента

Изобретение относится к турбостроению , монтажу и ремонту турбоустановок для выравнивания опорных нагрузок. Сущность изобретения: при подъеме лапы цилиндра измерительным болтом периодически измеряют зазор между лапой и фундаментом и давление рабочей жидкости болта. Определяют поправку на трение в уплотнении поршня по графикам тарировки измерительного болта. Строят график зависимости изменения зазора от давления. Определяют усилие отрыва по величине давления отрыва в точке перегиба графика с учетом поправки на трение. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (сл С. (21) 4694249/06 (22) 22.05.89 (46) 15.03.92. Бюл. %10 (71) Всесоюзный теплотехнический научноисследовательский институт им. Ф.Э.Дзержинского (72) Э.А.Дон, А.Я.Левин, В,П.Складчиков и

Г.С.Яновский (53) 621.165 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 1660415, кл. F 01 0 13/00, 1989.

Изобретение относится к турбостроению и может быть использовано при монтаже, либо ремонте турбоустановок для выравнивания опорных нагрузок от корпусов цилиндров на фундамент из-за некомпенсированных усилий от присоединенных крупных паропроводов.

Известен способ определения усилия отрыва лапы цилиндра паровой турбины от фундамента путем подъема лапы измерительным болтом с силопередающим элементом.

Определение усилий отрыва в процессе эксплуатации турбины позволяет своевременно регулировать нагрузки на опорные лапы для исключения их неравномерности и тем самым поддерживать заданные зазоры между ротором и статором.

Однако момент отрыва лапы при данном способе точно определить невозможно, так как появление зазора между лапой и, SU (0, 1719661 Al (я)5 F 01 0 25/00, 6 01 M 13/00 (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УСИЛИЯ ОТРЫВА ЛАПЫ ЦИЛИНДРА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ОТ ФУНДАМЕНТА (57) Изобретение относится к турбостроению, монтажу и ремонту турбоустановок для выравнивания опорных нагрузок. Сущность изобретения: при подъеме лапы цилиндра измерительным болтом периодически измеряют зазор между лапой и фундаментом и давление рабочей жидкости болта. Определяют поправку на трение в уплотнении поршня по графикам тарировки измерительного болта. Строят график зависимости изменения зазора отдавления. Определяютусилиеотрыва по величине давления отрыва в точке перегиба графика с учетом поправки на трение. 1 з.п, ф-лы, 5 ил. шпонкой с внешней стороны (этот зазор контролируется) не соответствует моменту полного отрыва лапы иэ-за ее крутильной деформации. Кроме того, непрогноэируемую погрешность в измерениях вносят силы трения, возникающие в силоиэмерительном болте.

Цель изобретения — повышение точности определения усилия отрыва.

На фиг.1 представлен измерительный болт, установленный в лапе цилиндра; на фиг.2 — измерительный болт, разрез; на. фиг.3 — структурная. схема устройства тарировки измерительного болта; на фиг.4 — график зависимости зазора между лапой и фундаментом отдавления; на фиг.5 — график зависимости относительной деформации силопередающего элемента от давления рабочей жидкости.

Цилиндр 1 паровой турбины опирается лапами 2 на корпус 3 подшипников через

1719661 поперечные шпонки 4, Корпус 3 подшипников установлен на фундаменте 5. К цилиндру 1 присоединены трубопроводы 6. В лапу

2 цилиндра 1 вставлен силоизмерительный болт 7. 5

Измерительный боль 7 содержит установленный в корпусе силопередающий элемент 8 с подпятником 9 (фиг.2), гидроцилиндр 10 с поршнем 11, герметизируемый уплотнением 12 с некомпенсиро- 10 ванной площадью. К нижним торцам уплотнения 12 примыкает втулка 13, передающая усилие на элемент 8. В гидроцилиндре 10 выполнен воздушник 14.

Измерительный болт 7 (фиг.3) установ- 15 лен между опорными плитами 15 и 16. В верхней опорной плите 15 выполнен корпус гидроцилиндра 10, на нижнюю опорную плиту 16 опирается силопередающий элемент 8. Во втулке 13 выполнен воздушник 20

17. Плиты 15 и 16 соединены между собой тягами 18. Вентиль 19 служит для подачи рабочей жидкости во внутреннюю полость гидроцилиндра 10. На линии подачи рабочей жидкости установлен манометр 20. 25

Способ определения усилия отрыва лапы цилиндра паровой турбины осуществляют следующим образом, Измерительный болт 7 предварительно тарируют на влияние трения в узле гермети- 30 зации. Для этого силопередающий элемент

8 болта 7 фиксируют при помощи опорных плит 15, 16 (фиг.3). Подают рабочую жидкость в полость гидроцилиндра 10. повышая давление над поршнем 11, сжимают силопе- 35 редающий элемент 8, Периодически измеряют давление рабочей жидкости Р1 манометром 20, а также величину относительной деформации Лh>, элемента 8, например, при помощи часового индикатора. 40

Затем по достижении заданного максимального давления рабочей жидкости давление в полости гидроцилиндра 10 постепенно сбрасывают и производят измерения давления рабочей жидкости Pz и от- 45, носительной деформации h/lg., соответствующие расширению элемента 8.

Таким образом, производят снятие графиков зависимостей относительных деформаций Жц и Ьhz от давления рабочей 50 жидкости в полости гидроцилиндра 10 при прямом и обратном ходе поршня 11 (фиг.5), По этому графику находят значения давлений Р1* и Pz+ рабочей жидкости соответственно при сжатии и.расширении элемента 8 55 и одной и той же величине его относительной деформации Ь h.

Из баланса сил, действующих в устройстве, имеющем уплотнение с некомпенсированной площадью, учитывая, что при одном и том же удлинении упругая сила элемента при сжатии равна упругой силе элемента 8 при расширении была получена формула

pe+h > (Π— б > (Р 1 — P2 > и 40 (р — -р2) где — комплекс, определяюи щий силу трения в уплотнении, в который входят коэффициент тренИя,и, функция коэффициента Пуассона и для данного уплотнительного материала, h> (ьу) J. p(y) где hy — высота уплотнения; ру — функция распределения давления по высоте уплотнительного кольца;

Р, d — соответственно наружный и внутренний диаметры уплотнительного кольца, Подставляя в формулу (1) измеренные значения давления Р1, Р2* и известные диаметры О, d,.îïðåäåëÿþò значения комплекИ (Ьм 1 са -, принятые постоянными для и данных интервалов давлений.

Затем полученные значения комплекса наносят на диаграмму в функции давления

Р1 (прямой ход. поршня). Такая диаграмма является тарировочной зависимостью для измерительного болта 7. Протарированный измерительный болт 7, подключенный к плунжерному насосу высокого давления (не показан), устанавливают в лапу 2 цилиндра

1. Повышают давление в полости цилиндра

10 над поршнем 11 (фиг.2), измеряют зазор д (фиг.1) между лапой 2 и шпанкой 4, соответствующее ему давление Р1, рабочей жидкости, строят график зависимости зазора д от давления Р1 (фиг.4).

Начальный участок 0 — 1 графика обусловлен выборкой зазоров в соединениях и заполнением внутренних полостей гидравлической схемы. Следующий участок 1- а характеризует снятие нагрузки и начало отрыва одной из сторон лапы цилиндра от поверхности поперечной шпанки, а в точке а (месте перегиба графика) происходитполный отрыв лапы, после чего угол наклона графика резко изменяется, что характеризует процесс снятия нагрузки с соседней лапы.

После точки а перегиба графика зависимости д (Р1) процесс измерения нагрузки на лапе цилиндра может быть завершен.

Находят давление Р1 отрыва в точке а перегиба графика(фиг.4), и по этому давлению из полученной ранее тарировочной зависимости находят величину комплекса

1719661 — . Этот комплекс можно рассчитать

ch ) также по формуле (1). предварительно дпре, деливиз графиков л Й (Р1 ) и л h (Р2 ) давление

Р2 соответствующее давлению отрыва Р1 5 при одном и том же значении удлинения (6

h), соответствующего давлению отрыва ма графике прямого хода поршня 11.

Усилие отрыва (реакцию опоры) определяют как произведение давления отрыва 10 (Р1*) в точке а перегиба графика на площадь поршня с учетом поправки на силу трения тр в уплотнении

4 Р f P (II) 15 где QT — усилие отрыва — Р (III) и 02 d2

Погрешности измерений определяются 20 погрешностями измерений деформаций упругого элемента и давлений в опыте. Как следует из методики измерений, необходимо, чтобы процесс тарировки производился в области упругих деформаций элемента 8, 25 что исключает необходимость измерения величины модуля упругости Е элемента 8.

Для повышения точности измерений и упрощения процедуры проведения тарировки целесообразно по возможности сни- 30 зить трение в уплотнении. При достаточно малой силе трения в уплотнении можно не проводить отдельных тарировок каждого измерительного болта, а принимать комплекс постоянным для всей пари тии. При малой величине силы трения можно пренебречь и зависимостью комплекса от давления. Уменьшение и 40 трения в уплотнении поршня может быть достигнуто благодаря обеспечению минимального давления на уплотняемую поверхность, минимальной высоты уплотнительного кольца и за счет выбора материала уплотнительного кольца, кЬторый имеет малую величину коэффициента трения р во всем диапазоне давлений и при этом обладает хорошими герметизирующими свойствами.

Читайте также: Устройство самоподводящегося тормозного цилиндра

1. Способ определения усилия отрыва лапы цилиндра паровой турбины от фундамента путем подъема лапы измерительным болтом с силопередающим элементом, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения точности, силопередающий элемент нагружают гидравлически с помощью герметизированного поршня, измерительный болт предварительно тарируют на влияние трения в узле герметизации поршня, в процессе отрыва лапы периодически измеряют зазор между лапой и фундаментом и соответствующее давление рабочей жидкости в измерительном болте до достижения текущей величиной зазора заданной максимальной величины, строят график зависимости зазора от давления, а усилие отрыва определяют по величине давления отрыва в точке перегиба графика с учетом поправки на трение.

2. Способ по и 1, от л и ч а ю шийся тем, что при герметизации поршня уплотнением с некомпенсированной площадью тарировку измерительного болта на влияние трения производят определением зависимостей относительной деформации фиксированного силопередающего элемента от давления рабочей жидкости в измерительном болте при сжатии и расширении этого элемента. а поправку на трение при определении усилия отрыва лапы определяют как функцию от давлений сжатия и расширения элемента при одной и той же величине его относительной деформации, соответствующей давлению отрыва на зависимости деформации силопередающего элемента от давления рабочей жидкости при сжатии этого элемента, 1719661

Техред М,Моргевтал Корректор 0.Кундрик

Заказ 753 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва. Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат «Патент», г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Видео:Как работает паровая турбинаСкачать

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1 .1 . Нарушения процесса теплового расширения цилиндров, проявляющиеся в скачкообразном перемещении корпусов подшипников, повышенных кручениях поперечных ригелей фундаментов и наклонах корпусов подшипников, невозвращении цилиндров в исходное положение после полного остывания, вызывают увеличение вибрации, износ радиальных и осевых уплотнений цилиндров, поломку соединительных болтов муфт, повреждения подшипников.

Причинами нарушений процесса расширения турбин служат коррозия и загрязнение поверхностей скольжения корпусов подшипников; повышенные противодействующие усилия от присоединенных трубопроводов; перекосы и защемления в поперечных шпонках, уменьшение жесткости ослабленных элементов фундамента.

1.2 . Недопустимыми для длительной работы являются тепловые расширения, при которых:

кривая зависимости абсолютных расширений корпуса цилиндра турбины от температуры металла паровпуска, построенная по показаниям датчиков абсолютных расширений цилиндров и термоэлектрического преобразователя, установленного в паровпуске корпуса, отличается от нормальной на 3 мм и более. Нормальной считается кривая зависимости расширения от температуры, полученная при пуске турбины сразу после монтажа или после ревизии поверхностей скольжения. На черт. 1 приведены примеры нормальных (среднестатистических) кривых для турбин К-800-240 ЛМЗ, К-500-240 ЛМЗ и ХТГЗ, К-300-240 ЛМЗ, К-300-240 ХТГЗ, Т-250/300-240 ТМЗ. Нормальные абсолютные тепловые расширения различных турбин при номинальной нагрузке приведены в табл. 1;

Нормальные абсолютные тепловые расширения турбин при номинальной нагрузке

Нормальные зависимости абсолютных расширений ЦСД от температуры корпуса ЦСД

корпуса подшипников перемещаются скачками более 1 мм;

поворот корпуса подшипника и ригеля по абсолютной величине при пуске или останове превышает соответственно 0,5 мм/м и 0,2 мм/м;

показания датчиков, фиксирующих относительные рас ширения роторов при пусках из холодного состояния, быстро достигают предельных значений и не уменьшаются при длительной работе с неизменной нагрузкой;

разность расширений левой и правой лап корпусов ЦВД и ЦСД в поперечном направлении превышает 1 мм;

разность температур фланцев корпусов в симметричных точках при пусках превышает ± 10 °С.

Косвенно о трудностях с тепловыми расширениями можно судить по некоторым эксплуатационным показателям, например, по разности температур баббита упорных колодок или по скачкам на регистраторах относительных расширений роторов.

Видео:Роторы паровых турбинСкачать

2. КОНТРОЛЬ ЗА ТЕПЛОВЫМИ РАСШИРЕНИЯМИ

2.1 . Для контроля за тепловыми расширениями цилиндров и поворотами корпусов подшипников турбины должны быть оснащены:

датчиками абсолютных перемещений ЦВД и ЦСД производства ПОТ ЛМЗ и ПОАТ ХТЗ с выводом показаний на регистрирующие приборы (черт. 2) для регистрации скачков при перемещениях корпусов подшипников или измерителем абсолютных расширений цилиндров паровых турбин по ТУ ВТИ 35.008-90;

металлической линейкой на корпусе подшипника и стрелкой на фундаментной раме;

площадкой под электронный уровень ИНКОР-ВТИ с постоянной регистрацией и четырьмя симметрично расположенными геодезическими марками либо площадкой под установку переносных уровней (черт. 3 — 5). Приборы для измерения поворотов устанавливают на плохо перемещающихся корпусах подшипников, обычно корпусе между ЦВД и ЦСД, измерения на площадках ригеля или фундаментной раме проводят после обнаружения повышенных поворотов корпуса подшипников;

механическими указателями поперечных тепловых перемещений лап ЦВД и ЦСД.

2.2 . Для измерения поворотов корпусов подшипников, фундаментных рам и ригелей фундаментов следует применять электронные уровни с регистрацией показаний, например, ИНКОР, выпускаемый ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского по ТУ ВТИ 35.009-91, или иные соответственно калиброванные средства. До оборудования турбины этими средствами допускается в виде исключения проведение контроля с помощью геодезического нивелирования или переносных уровней с ценой деления не более 0,1 мм/м типа «Геологоразведка» (модель 120 по ГОСТ 11196-74 , завод «Калибр»), рамных или брусковых уровней по ГОСТ 9392-89 , закрепленных жесткими хомутами на время пуска-останова турбины, если температура среды в зоне измерения не опасна для работоспособности приборов (черт. 5 ). При этом необходимо определять положение обоих концов пузырька прибора и определять полученные значения, чтобы учесть изменения размеров пузырька с изменением температуры.

Электрическая схема вывода показаний датчиков абсолютных перемещений на регистрацию

Схема установки измерительной оснастки на поперечном ригеле фундамента и корпусе подшипников

а — поперечное сечение ригеля и фундаментной рамы:

1 — ригель; 2 — фундаментная рама; 3 — термоэлектрический преобразователь (термопара); 4 — геодезические марки; 5 — корпус среднего стула; 6 — площадка под ИНКОР;

б — вид сверху на среднюю опору и фундамент со снятыми цилиндрами:

1 — площадки для измерителя уровня на корпусе подшипников, фундаментной раме и ригеле; 2 — нивелирные геодезические марки; 3 — термоэлектрические преобразователи (термопары).

Площадка для переносного измерителя уровня на корпусе подшипников

1 . После черновой механической обработки деталь поз. 1 подвергнуть отпуску.

2 . Чистовую обработку детали произвести после термообработки.

3 . Площадку установить по уровню с точностью ± 0,02 мм /_м.

4 . Переносной измеритель уровня должен припевать к детали пав. 1 всеми четырьмя опорными площадками. Крепление площадки к ригелю осуществляется бетонированием арматуры.

5 . Площадка в перерывах между измерениями должно быть закрыта коробом ( n оз. 2), который крепится к площадке двумя болтами М6, l = 12.

6 . Площадка крепится к корпусу подшипников 4-мя болтами M 8 или сваркой.

1 — площадка; 2 — защитный короб.

Установка переносного измерителя уровня на ригеле фундамента

Измерения поворотов, абсолютных осевых перемещений корпусов подшипников, а также поперечных расширений лап корпусов ЦВД и ЦСД по штатным механическим указателям ведут при остановах турбины и пусках ее из холодного состояния (t _цсд = 150 °С и ниже) не реже 2 раз в год. В процессе пуска измерение параметров, не регистрируемых на лентах, следует вести через каждый час до полной стабилизации теплового состояния турбины. При останове измерения ведут каждые 4 часа. В одном из пусков целесообразно с помощью индикаторов часового типа проверить синхронность перемещений левой и правой сторон корпуса подшипников.

Максимальный поворот корпуса подшипников (ригеля) определяют как изменение значений угла наклона в процессе пуска или останова. Наиболее достоверные результаты измерений получаются при непрерывной автоматической регистрации поворотов и перемещений в течение приблизительно двух недель от начала пуска (или останова) до полного нагрева (или остывания) турбины и фундамента.

2.3 . Для контроля за температурным состоянием наиболее нагретой фундаментной рамы (на турбинах с промежуточным перегревом это рама между ЦВД и ЦСД) устанавливают 6 термоэлектрических преобразователей типа ТХК-1479 на наружной поверхности (черт. 3 ), в том числе и в районе вертикальной шпонки.

Измерение температуры фундамента и фундаментных рам следует вести не реже 1 раза в месяц при номинальной нагрузке.

Видео:Паровая турбина К-800 ЛМЗ за 90 секундСкачать

3. СПОСОБЫ НОРМАЛИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ

Видео:Разборка паровой турбины с озвучкойСкачать

3.1 . Нормализация состояния среды, окружающей поверхности скольжения

При температуре поверхности ригеля более 48 °С, а фундаментной рамы более 100 °С необходимо устранить протечки пара из ближайших уплотнений, проверить и отладить работу отсосов системы уплотнений цилиндров, проверить и восстановить изоляцию.

Читайте также: Площадь поло поверхности цилиндра

Установить при необходимости водоохлаждаемые экраны, предохраняющие от перегрева корпус подшипников, ригель и раму. Экранирование прежде всего необходимо на турбинах мощностью 200 и 300 МВт, у которых к средней опоре обращены наиболее горячие паровпускное части. Экраны следует устанавливать по образцу системы экранирования, разработанной ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского для турбин мощностью 300 МВт (черт. 6, 7, 8). Панельная конструкция экранов облегчает условия монтажа и ремонта.

Для уменьшения протечек пара из концевых уплотнений возможна реконструкция по образцу проекта «Модернизация схемы концевых уплотнений турбины К-300-240-2 ХТГЗ с целью ликвидации обводнения масла, повышения маневренности и экономичности турбины» (ХФ ЦКБЭнерго № 27Т271-1424).

Система охлаждения ригеля конденсатом

1 — гильза; 2 — панель; 3 — хомут; 4 — трубопровод напорный; 5 — трубопровод сливной.

Охлаждение опоры среднего подшипника

Видео:Диафрагмы паровых турбинСкачать

3.2 . Уменьшение сил трения поверхностей скольжения корпусов подшипников

3.2.1 . Покрытие поверхностей скольжения корпусов подшипников фторлоном

Фторлоновое покрытие в виде ленты толщиной 1,7 мм и шириной 100 — 130 мм применяется на турбинах ПОТ ЛМЗ мощностью 500 МВт и выше. Покрытие крепится к фундаментной раме эпоксидным клеем ЭД-20, допускающим работу до 150 °С. Установка фторлона должна производиться под руководством представителя ПОТ ЛМЗ. Ориентировочный срок службы покрытия 10 лет. Замена покрытия производится со снятием корпусов подшипников через один капитальный ремонт. Это определяется способом крепления (приклейкой) ленты к фундаментной раме. Заводом в настоящее время разработан и проходит опытную проверку на турбинах механический способ крепления ленты.

3.2.2 . Покрытие поверхностей скольжения корпусов подшипников металлофторопластовой лентой

Металлофторопластовая лента (ТУ 37.002.0063-84) выпускается Кинешемским заводом «Автоагрегат» (155400, Ивановская обл. г. Кинешма, 2-я Шуйская улица, дом 1) в виде полос толщиной 1,0; 1,7; 3 мм и шириной 130 мм. Лента крепится к фундаментным рамам механическим способом (черт. 9). Установка и замена ее возможны без демонтажа корпуса подшипника, если позволяет центровка роторов.

Металлофторопластовую ленту начали устанавливать с 1988 года на турбинах К-300-240 ХТГЗ и ПТ-60-130/13 ЛМЗ. После накопления опыта эксплуатации будут выданы дополнительные рекомендации по применению металлофторопластовой ленты.

3.2.3 . Установка промежуточных пластин на опорной поверхности скольжения корпусов подшипников

При снятии средней опоры и фундаментной рамы во время замены цилиндров устанавливаются сменные пластины модульного типа (черт. 10). Они позволяют за две смены при кратковременных остановах зачистить поверхности скольжения и заменить смазывающий материал.

Модули установлены на трех турбинах К-300-240 ХТГЗ. (Первый в 1988 г.). После накопления опыта эксплуатации будут выданы дополнительные рекомендации по применению модулей на турбинах других типов.

3.2.4 . Нанесение антифрикционной смазки

Спецпаста ВТИ-ЛМЗ применяется на турбинах любых типов мощностью до 500 МВт и турбинах 500 МВт производства ПОАТ ХТЗ.

Эскиз установки сменных пластин модульного типа

Предельная температура эксплуатации спецпасты — 120 °С.

Спецпаста изготовляется в условиях станции из дисульфида молибдена и синтетического масла ИВВИОЛЬ-3 или ОМТИ, взятых в равных весовых отношениях. Компоненты перемешиваются в течение 30 минут до образования однородной массы. Замена синтетического масла на нефтяное не допускается.

Вместо спецпасты ВТИ-ЛМЗ допускается применение антифрикционной пасты АФП-90 (ТУ ВТИ 43.006-90), обладающей более термостабильными свойствами.

При каждом капитальном ремонте необходимо осматривать и очищать поверхности скольжения корпусов подшипников № 1 и № 2, а также поверхности шпоночных соединений от ржавчины и грязи. Непосредственно перед нанесением пасты необходимо обезжиривать поверхности вначале бензином, затем ацетоном.

Паста наносится на поверхности скольжения тонким слоем валиком из толстостенной резины.

После нанесения спецпасты и опускания корпуса подшипника необходимо провести ревизию и смазывание диванчиков, препятствующих отрыву корпусов подшипников от фундаментных рам.

В дальнейшем по состоянию пасты на диванчиках можно оценить состояние пасты на поверхностях скольжения.

Расход пасты на смазывание двух корпусов подшипников турбины до 0,6 кг.

3.2.5 . Нанесение сухого чешуйчатого графита

Применение антифрикционных смазок не допускается, если уровень температур фундаментной рамы не может быть, обеспечен ниже 100 °С. В этих случаях поверхности скольжения следует натирать сухим чешуйчатым графитом с последующим удалением излишка.

3.2.6 . Замена антифрикционных покрытий

При появлении нарушений теплового расширения цилиндров во время пусков между капитальными ремонтами необходимо понижением нагрузки и параметров пара добиться хотя бы небольшого сокращения абсолютной длины турбины, после чего вновь продолжить ее нагрев. При повторении нарушений необходимо в ближайший текущий ремонт добавить спецпасту или заменить ее.

Для турбин, имеющих специальные устройства для добавления пасты (К-300-240 ХТЗ и К-500-240 ХТЗ), спецпасту запрессовывают через прессмасленки и четыре угловые площадки скольжения, для чего каждый из углов опоры поочередно приподнимают на 0,1 — 0,2 мм. Подъем осуществляют мостовым краном, трос от которого через один или два параллельно соединенных динамометра ДПУ-500-2 Краснодарского завода «Тензоприбор» крепится к лапе корпуса ЦВД и ЦСД. Нагрузка на кран контролируется динамометрами, а подъем корпусов подшипников по индикаторам.

Перед подъемом корпусов подшипников диванчики между фундаментом и корпусом подшипника должны быть сняты, а зазор между верхним диванчиком и лапой цилиндра заполнен фольгой.

Запрессовку пасты продолжают до появления ровного слоя пасты из зазора между опорной поверхностью корпуса подшипника и фундаментной рамой.

При отсутствии на турбинах специальных приспособлений пасту наносят, приподнимая корпус подшипников на 40 — 50 мм, без вскрытия цилиндров. Подъем корпуса подшипников ведут в следующем порядке.

Снимают крышку корпуса подшипника № 2, снимают или вскрывают масляные уплотнения, верхние половины заднего камина ЦВД и переднего камина ЦСД, выкатывают сегменты уплотнений из нижних каминов ЦВД и ЦСД, разбирают муфту РВД — РСД.

Передние лапы ЦСД поднимают на 0,2 — 0,3 мм, вынимают поперечные шпонки или постоянные прокладки и опускают лапы на временные опоры. Затем на временные опоры переводят задние лапы ЦВД. Опоры могут быть выполнены по образцу П-образных приспособлений ХФ ЦКБ НПО «Энергоремонт» или «Киевэнергоремонта» (черт. Т-529-00000СБ) или в виде индивидуальных опор под каждую лапу.

РСД поднимают на 0,5 мм и в нижнюю половину камина вместо сегментов уплотнений закатывают монтажное полукольцо, толщина которого должна быть больше толщины вынутых сегментов на величину нижних зазоров. На турбинах НПО «Турбоатом» (ХТГЗ) опирание роторов на нижние половины каминов может привести к деформации последних. В связи с этим для подвешивания роторов необходимо изготовление специальных приспособлений, использующих резьбовые отверстия для крепежа верхних половин корпусов каминов. Выкатывают передний подшипник ЦСД и ротор опускают на монтажное полукольцо. Аналогично переводится на монтажное полукольцо задний конец РВД.

Корпус подшипника поднимают на величину, равную вертикальному размеру поперечных шпонок (40 — 50 мм), краном или четырьмя стяжными болтами через отверстия в лапах. На некоторых турбинах (например, К-300-240 ЛМЗ) для проведения подобных операций бугель, предназначенный для приподнимания роторов, должен быть реконструирован так, чтобы он не препятствовал подъему корпуса подшипника на необходимую высоту.

Чистку поверхностей скольжения ведут с помощью приспособлений, разработанных в ЦРМЗ Мосэнерго и МЭРе (черт. 11, 12). Для осмотра поверхностей скольжения используется эндоскоп ЭЛЖ-1 (Харьковский завод точного приборостроения).

После проверки на чистоту и обезжиривания на поверхности скольжения и продольные шпонки наносят пасту.

Технология замены антифрикционных покрытий при капитальных и текущих ремонтах более подробно изложена в «Инструкции по замене антифрикционных материалов на поверхностях скольжения корпусов подшипников турбин» (Харьков: ХФ ЦКБ НПО «Энергоремонт», 1990, № 388511, 25288, 00482).

Приспособление для чистки поверхностей скольжения ( II вариант)

1 — шлифовальный круг; 2 — упругая прокладка (резиновое кольцо или гофрированная пружина).

Приспособление для чистки поверхностей скольжения (II вариант)

1 — шлифовальный круг; 2 — листовая пружина; 3 — винт М4; 4 — латунный винт М10; 5 — пластина для крепежа пружины; 6 — ступица; 7 — прокладка; 8 — гайка М10; 9 — труба d = 16.

3.2.7 . Защита зазора между поверхностями скольжения корпусов подшипников и фундаментными рамами

Применение любых антифрикционных покрытий недопустимо БЕЗ УСТАНОВКИ ГРЯЗЕЗАЩИТНЫХ ЭКРАНОВ.

Грязезащитные экраны предотвращают попадание на поверхность скольжения частиц пыли в смеси с паром, водой, маслом, которые увеличивают коэффициент трения в 2 ÷ 3 раза.

Для качественного монтажа экранов со стороны цилиндров во время выполнения работ необходимо демонтировать трубы подвода пара на уплотнения.

Экраны изготавливают по месту из нержавеющей фольги толщиной 0,2 мм (черт. 9) или листового алюминия марки АДI Н-08 по ГОСТ 21631-76 и устанавливают с уклоном от оси турбины к периферии корпуса подшипников для стока конденсата и масла к краю маслосборной канавки (черт. 13). Зазор на боковой поверхности корпуса подшипников должен быть уплотнен одним из способов, указанных на черт. 14.

Читайте также: Объем газа в цилиндре под давлением формула

Аналогичные чертежи выпущены заводами-изготовителями ПОАТ ХТЗ (эскиз 447/500-240-2) и ПО ЛМЗ (эскиз Э-49637, Э-49638).

Видео:Учебный фильм о вибрации турбин ТатэнергоСкачать

3.3 . Ревизия поперечных шпонок корпусов цилиндров

При разности поперечных расширений левых и правых лап корпусов ЦВД и ЦСД более 1 мм необходимо при ближайшем продолжительном ремонте после полного остывания корпусов провести ревизию поперечных шпонок с устранением следов натиров и заеданий.

Одновременно рекомендуется придать поперечным шпонкам из стали ромбовидную форму (черт. 15), а поперечные шпонки из чугуна можно заменить на стальные ромбовидные. Величина зазора в средней части шпонки рекомендуется в 0,15 — 0,20 мм.

Если при ревизии поперечных шпонок обнаружены грубые задиры, необходимо провести ревизию вертикальных шпонок на отсутствие закусываний и деформаций.

НПО ЦКТИ рекомендует применять разрезные поперечные шпонки, исключающие передачу на корпус подшипника разворачивающего момента (чертежи реконструкции переднего корпуса подшипников — ПТ-1002М4, среднего корпуса подшипников — ПТ-1003М3).

Видео:Россия 24 о производстве и модернизации паровых турбинСкачать

3.4 . Увеличение жесткости «мертвой» точки турбины

Для предотвращения перемещения выхлопных частей ЦСД и ЦНД в сторону генератора целесообразно установить устройства, выполненные по одному из вариантов, представленных на черт. 16 — 18.

На некоторых типах турбин, например, ПТ-60-130 ЛМЗ, Т-250/300-240 ТМЗ небольшое уменьшение поворота корпуса подшипника можно достичь переносом точки толкания цилиндром корпуса подшипника ближе к плоскости скольжения (черт. 19 — 21). Эти устройства могут быть рекомендованы в опытно-промышленную эксплуатацию.

Экранирование зазора между опорными поверхностями корпуса подшипников и фундаментной рамой турбины (торцевая поверхность)

Экранирование зазора между опорными поверхностями корпуса подшипников и фундаментной рамой турбины (боковая поверхность)

Эскиз дополнительной обработки поперечных шпонок цилиндров турбин

1 — уголок — устройство для устранения зазора в упоре заднего конца ЦСД в фундаментную раму.

Вид по А: 2 — швеллер 20 ; 3 — брус 40×60, 1 = 300.

Вид по Б: 4 — металлическая прокладка (толщина определяется после прижатия плиты № 2 к фундаменту),

Эскиз ужесточения выхлопа ЦСД турбины К-500-240

1 — выхлоп ЦСД; 2 — выхлоп ЦНД; 3 дополнительные ребра жесткости

Эскиз ужесточений ЦСД-2 турбины Т-250/300-240 ТМЗ

1 — дополнительное ребро жесткости; 2 — прокладка; 3 — дополнительное ребро жесткости в нижней части корпуса.

Эскиз установки упоров между ЦСД-1 и опорой подшипника № 2 турбины Т-250/300-240 ТМЗ

1 — сварной короб; 2 — домкрат клиновой.

Эскиз установки упоров между ЦСД-2 и опорой подшипников № 3, 4 турбины Т-250/300-240 ТМЗ

1 — сварной короб; 2 — домкрат клиновой

Видео:Осевые усилияСкачать

3.5 . Повышение надежности работы муфты РВД-РСД турбин К-300-240 ХТГЗ

Для предотвращения поломок пр изонных болтов муфты РВД-РСД должны выполняться требования циркуляра Ц-05-84(т) и дополнения к нему от 22.12.88 г. Кроме этого, в соответствии с информационным письмом ПО ХТЗ им. С.М. Кирова № 1-40-02/19-2754 от 19.12.88 г. следует при сборке смазывать торцы роторов фрикционной олигомерсодержащей пастой (ТУ ВТИ 43.007-90), повышающей коэффициент трения. Толщина слоя пасты после сбалчивания ротора не должна превышать 25 % величины контролируемого удлинения болтов при затяжке соединения.

Видео:Статор турбиныСкачать

3.6 . Обеспечение расчетных перемещений трубопроводов

3.6.1 . Нарушение процесса тепловых расширений цилиндров турбин могут быть вызваны:

большими усилиями паропроводов, превышающими проектные и возникшими из-за защемлений или несоответствия фактической трассировки паропровода и системы его крепления проекту;

нарушениями работы системы крепления паропровода, монтажных и ремонтных растяжек паропроводов;

релаксацией напряжений в паропроводах.

3.6.2 . Для предупреждения и устранения влияния этих причин во время ремонта следует:

отремонтировать существующие и смонтировать при необходимости вблизи турбины новые указатели положения паропроводов в соответствии с РД 34.39.301-87. В холодном состоянии выставить указатели в нулевое положение и измерить длины пружин подвесок.

3.6.3 . После пуска турбины следует измерить изменение положения паропроводов и длин пружин подвесок при переходе из холодного состояния в горячее («видимые» перемещения). Изменение нагрузки и пропорциональное нагрузке перемещение концов пружин должно при этом изменяться не более чем на 35 % перемещения от весовой нагрузки. Зазоры между поверхностью теплоизоляции паропроводов и близлежащими конструкциями во избежание защемлений должны быть не менее 50 мм.

3.6.4 . При отсутствии расчетов, несоответствии фактического исполнения паропроводов, системы крепления, «видимых» тепловых перемещений, мест установки, типа или конструкции опор проекту станция совместно с наладочной организацией должна выполнить расчет паропровода на прочность в соответствии с разделом 4 «Методических указаний по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации».

Из проведенного расчета определить перемещения паропроводов и усилия от паропроводов на патрубки турбины. Пересчитать полученные усилия от патрубков на лапы цилиндров и выделить паропроводы, наиболее сильно влияющие на нагрузки на лапы.

Если эти нагрузки имеют значения в пределах, допускаемых заводом-изготовителем турбины, то возможной причиной нерасчетных усилий паропроводов на турбину могут быть монтажные (не проектные) натяги паропроводов. Для их оценки следует экспериментально определить вертикальные нагрузки на лапы цилиндров методом взвешивания.

3.6.5 . Если ожидаемые нагрузки на лапы цилиндров не превышают 150 — 250 кН (15 — 25 т), то используют штатные отверстия с резьбой М 42 и соответствующие монтажные тарельчатые силоизмерительные болты (грузоподъемность 150 кН) либо изготавливаемые ПО ЛМЗ (грузоподъемность 250 кН). Если ожидаемые нагрузки превышают 250 кН (25 т), то необходимо просверлить и нарезать в лапах резьбовые отверстия М80×4 для установки силоизмерительных бантов грузоподъемностью 800 — 900 кН (80 — 90 т). Такие силоизмерительные болты изготавливают ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского (ТУ ВТИ 35.010.91) и ПО ЛМЗ (ИНЛ-90). Силоизмерительные устройства имеются у НПО ЦКТИ (отчет НПО ЦКТИ, 1980, № 042818/0-10-084).

Возможно также использование крановых динамометров ДПУ-500-2 Краснодарского завода «Тензоприбор».

3.6.6 . Нагрузки на лапы цилиндров определяют после отрыва лап от опорных поверхностей. Для получения повторяемых результатов достаточно поднять лапу на 0,1 мм. При проведении замера между диванчиком и лапой должен быть гарантированный зазор не менее 0,3 мм и все лапы должны быть подняты на одинаковую высоту. Поочередное взвешивание ведет к большим ошибкам из-за трения в вертикальных шпонках.

Если для одновременного подъема всего цилиндра не хватает измерительных устройств, то подъем части лап может быть осуществлен отжимными болтами или с помощью мостового крана и временных прокладок.

Контроль подъема всех лап ведут часовыми индикаторами И410 с ценой деления 0,01 мм (ГОСТ 577-68).

Измерения нагрузок в холодном состоянии ведут перед пуском турбины из ремонта до подачи пара на уплотнения, а в горячем состоянии — сразу после останова турбины и включения валоповоротного устройства. После измерений проверить, чтобы после опускания цилиндров все лапы вернулись в исходное положение. На турбинах ЛМЗ перед взвешиванием должны быть отревизованы амортизаторы крутящего момента и устранены выработки металла на пове рхностях качения.

3.6.7 . По результатам расчетов паропроводов и замеров весовых нагрузок на лапах цилиндров следует провести анализ системы нагрузок, устранить выявленные защемления паропроводов, выбрать и отрегулировать подвески, наиболее эффективно влияющие на нагрузки на лапы, либо выровнять нагрузки по диагонали за счет подъема или опускания поперечных шпонок цилиндров или изменения толщины прокладок цилиндров (турбины ХТГЗ).

3.6.8 . Рекомендуемые значения нагрузок, на лапы турбин различных типов приведены в табл. 2 .

Суммарная нагрузка на все лапы цилиндров не должна превышать рекомендуемую более чем на 30 — 40 % как в холодном, так и в горячем состояниях. Нагрузки на лапы с левой и правой сторон цилиндров не должны различаться более чем на 100 кН (10 т).

3.6.9 . Если работы, выполненные по пункту 3.6.7 , оказались неэффективными, следует после соответствующих расчетов установить дополнительные подвески и опоры по образцу разработанных ВТИ и УГРЭС для турбин К-800-240 (черт. 22 ).

3.6.10 . Если выполнение мероприятий по предыдущим пунктам не привело к выравниванию или снижению нагрузок до нормативных, следует поочередно перемонтировать присоединенные к цилиндрам паропроводы, начиная с наиболее крупных. При этом место разрезки выбирать вблизи турбины на расстоянии 1 — 2 — межопорных пролетов от патрубков турбины.

Устранение дополнительного натяга паропровода выполняют вставкой, вырезкой или подгибкой паропровода.

Решение об устранении дополнительного натяга должно быть принято с учетом результатов определения нагрузок на лапы до и после разрезки паропровода и сопоставления с расчетным изменением нагрузок совместно представителями станции, завода-изготовителя турбины, проектной или наладочной организации, проводившей расчеты паропровода.

Рекомендуемые весовые нагрузки на лапы цилиндров (кН)

📹 Видео

ТЭНы для ремонта паровых турбин (нагревают шпильки турбины)Скачать

Вибрация турбиныСкачать

Классификация паровых турбинСкачать

Конструкции узлов паровых турбинСкачать

Силовые машины. Быстроходная паровая турбина К-1200-6,8/50.Скачать

Закрытие цилиндра паровой турбиныСкачать

Система смазки подшипников паровых турбинСкачать

Лопатки рабочие для паровых турбин (энергозапчасти) ПОЛТАВАМАШСкачать

ПОЛТАВАМАШ. Производство запасных частей, деталей и узлов для паровых турбинСкачать