Исследование тепловых расширений многоцилиндровых паровых турбин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Курмакаев, Марс Киямович

• Курмакаев, Марс Киямович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Курмакаев, Марс Киямович

Введение

Глава 1. Состояние тепловых расширений турбин К

300-2 4 0 ЛМЗ Киришской ГРЭС

1.1. Краткое описание генерирующих мощностей Киришской ГРЭС. Режимы работы энергоблоков 300 МВт

1.2. Анализ работы турбины К-300-2 4 0 блока ст. №

1.3. Исследование турбины К-300-24 0 ЛМЗ блока ст. №

1.4. Результаты исследований перемещений цилиндров турбин К-300-2 4 0 ЛМЗ Киришской ГРЭС

Глава 2. Расчетная оценка факторов, влияющих на расширение турбоагрегата

2.1. Анализ факторов, влияющих на перемещение стульев

О ТТтуг -п -п Т.Г Г\ • ГП Т А - т — 1 ПЛ ПГПЛ П1ТГЛП Л Т^^Л ттг ю .-г тттт А

1- • ^ . /цу 1 С1 х' п. ^ ^ х VI ^ ^ ± ^ гг п у 1 п. ч^ гх^ь' иэ о поверхностей стульев

2.3. О влиянии поперечных шпонок под лапами корпусов цилиндров на расширение турбины

1 ' ПЗ П Т] ТГ} 1 г Т I Г Хт 7 Л Т Л лгп ГГ1 т „т /Т\ т /ьггтог^от.т.-л Т- Г О

1 лаоа . IэJ 1У1 п. ПУ1У1 жсо 1 к^и 1 VI п.Цащсп 1 а гх а расширение турбоагрегата

3.1. Исследование процессов кручения поперечного ригеля под средним стулом гпт 7 I" . . ~т ~>-~ . / . —: —1 гп г < т №.' х ^р^^а^'рс^ С1 х а о х • гг ! х.

3.2. Методика укрепления узла связи поперечного ригеля с колонной

3 . 3 . Результаты работы по повышению жесткости г"К Л 7 Т I ГТ 1\ «Г Г\ Т -Т гп -1 У ГГ^СИЧ!1-^ I 1 х С-.

3.4. Измерение углового положения ригелей фундамента блоков № 4 -г б

Глава 4 . Разработка и внедрение мероприятий,-обеспечивающих свободу тепловых расширений элементов турбин

4.1. Новая подвеска клапанов ЦСД турбины К-300-24 0 ЛМЗ

4.1.1. Анализ работы систем опирания клапанов ЦСД и разработка новой подвески

4.1.2. Описание конструкции подвесок

4.1.3. Испытания подвесок

4.2. Модернизация системы опирания корпусов ЦВД и ЦСД турбоагрегата К-300-24 0 ЛМЗ' путем применения разрезных поперечных шпонок

Выводы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование тепловых расширений многоцилиндровых паровых турбин»

С ростом мощностей современных турбоагрегатов возникла проблема обеспечения нормального процесса теплового расширения корпусов цилиндров. Это относится как к турбинам, уже длительное время находящимся в эксплуатации, так и к вновь проектируемым и смонтированным в последние годы. На отдельных этапах пусков из различных тепловых состояний (а также при остановах) наблюдается отклонение показаний штатных приборов относительных и абсолютных расширений роторов (ОРР и АРР) от расчетных значений, что свидетельствует о затрудненности перемещения корпусов подшипников по фундаментным рамам [1].

Основными требованиями, предъявляемыми к современным мощным турбоагрегатам, являются их высокая экономичность, надежность и маневренность.

Факторами, - ограничивающими достижение этих качеств на переменных режимах работы, являются нестационарные температурные и силовые воздействия рабочих сред на элементы турбоустановки, что вызывает изменение их теплового состояния, а также вибрацию, расцентровки, деформацию частей турбины, переменное силовое воздействие, как между элементами турбины, так и со стороны присоединенных трубопроводов [1 - 3].

В значительной мере экономичность, надежность и маневренность турбины определяется величинами относительных расширений роторов и корпусов турбины [4].

В настоящее время существует методика расчета температурных полей как роторов, так и корпусов цилиндров турбин, что позволяет получить достоверные сведения по изменению ОРР при различных режимах работы [5].

Как показывает опыт эксплуатации и отмечается в [б, 7], затрудненность перемещений объясняется повышенными силами трения в узлах связи корпус цилиндра - корпус подшипника -фундаментная рама".

Возрастающие требования к маневренности паротурбинных агрегатов большой мощности ставят ряд проблем, относящихся к конструкции статорной и роторной частей турбоагрегата, к системе установки турбин на фундаменте и к узлам связи между цилиндрами и их опорами - корпусами подшипников и фундаментными рамами [1, 8, 9] .

К проблемам разработки оптимальных конструкций статорной и роторной частей относятся также вопросы ограничения температурных напряжений, обеспечения симметричности температурных полей относительно осей цилиндров высокого, среднего и низкого давления с целью исключения недопустимых короблений и перекосов как наружных корпусов, так и внутренних элементов паровыпускных узлов, внутренних цилиндров, обойм, диафрагм.

От способа установки турбины на фундаменте и конструкции узлов связи между частями турбоагрегата и фундамента (рис. 1) во многом зависит безопасность быстрого пуска турбины после остановов различной продолжительности из горячего и неостывшего состояния, допустимый диапазон маневрирования нагрузкой, включая полные сбросы нагрузки с длительным удержанием холостого хода, приемлемость различных способов ускоренного останова и остывания турбины. Дело в том, что уменьшение свободы тепловых расширений статоров турбин может вызвать появление недопустимых нагрузок на них, на опорные стулья и, как следствие, приводит к расцентровке валопровода и недопустимой его вибрации.

Одним из основных факторов, ограничивающих маневренность блока, является скорость изменения температурв деталях турбин при изменении режима. При этом в массивных деталях турбин (ротор, цилиндр, коробки клапанов)

Схема установки турбины К-300-240 ЛМЗ на фундаменте

Рис. 1 возникают неравномерные температурные поля, деформации и напряжения. Быстрый и неравномерный прогрев приводит к короблению цилиндров, обойм, а также сказывается на характере и темпе тепловых расширений опорных элементов.

Учитывая возможность возникновения вышеуказанных явлений в пусковой период, с целью предотвращения задеваний между статором и ротором турбины, конструкторы вынуждены заранее задавать величины зазоров существенно большими, чем те, которые необходимы при работе на стационарных режимах. Последнее существенно сказывается на экономичности турбоагрегата вследствие повышенных непроизводительных протечек пара через зазоры в уплотнениях.

Неодинаковая скорость изменения температуры ротора и статора при пусковых режимах или других переходных режимах приводит к их различным осевым расширениям, которые должны учитываться при задании осевых зазоров по проточной части и уплотнениях турбины. В частности, увеличенные значения осевых зазоров сказываются как на КПД турбинной ступени [10, 11], так и на величине непроизводительных расходов пара через концевые уплотнения [12].

По данным [12] для ступеней активного типа без радиальных уплотнений при росте относительного осевого зазора в ступени 5/1„ на 1 % (относительно его оптимального значения) их КПД падает, примерно, на 0,5 %. На каждые 0,25 мм увеличения периферийного осевого зазора сверх целесообразного размера КПД ступени падает в пределах 0,5 -г 1 % [13].

В свете вышесказанного, при создании новых паровых турбин на высокие параметры пара потребуется проведение детального анализа теплового состояния основных элементов паровых турбин на всех эксплуатационных режимах.

Эти вопросы приобрели повышенное значение в связи с ростом мощности турбин, сопровождающимся увеличением числа цилиндров, их массы и размеров, увеличением абсолютных и относительных удлинений роторов и корпусов, как в пределах каждого из цилиндров, так и от цилиндра к цилиндру в направлении переднего подшипника.

Возрастающая потребность в использовании паровых турбин для покрытия полупиковых и пиковых нагрузок, независимо от их мощности и параметров пара, еще больше усложняет эти проблемы, поскольку маневренные возможности турбоагрегата прежде всего определяются конструкцией турбины.

Способы установки и крепления цилиндров и корпусов подшипников на фундаменте, а также конструкция узлов связи между ними должны быть такими, чтобы при номинальном и переменных режимах работы турбины обеспечивалось свободное их расширение с минимально возможной ответной реакцией со стороны фундамента [1].

Одним из важных условий нормальной работы турбин является беспрепятственное протекание процессов температурных расширений. Температурные удлинения роторов, в одну или обе стороны от упорного подшипника, обычно происходят без затруднений, так как проскальзывание в осевом направлении ротора, вращающегося в слое смазки в опорных подшипниках, сопровождается малым трением. Препятствием для расширения ротора могут оказаться только задевания в проточной части или в уплотнениях из-за затрудненности перемещений стульев или неправильной оценки необходимых величин осевых зазоров или из-за нарушения установленного режима изменения нагрузки (скорости пуска, времени прогрева, предельных значений давления в конденсаторе или отборах, расхода пара и т.д.) [14]. Неудовлетворительные тепловые расширения и задевания в проточной части могут также спровоцировать возникновение электроэрозионных повреждений подшипниковых узлов и узлов системы регулирования (регулятора скорости, главного масляного насоса и его полумуфты) из-за уменьшения масляного клина в опорно - упорных подшипниках и из-за намагниченности деталей и узлов турбоагрегата при задеваниях [15 - 18].

Тепловое расширение цилиндров турбин большой мощности во всех существующих конструкциях сопровождается большим трением, вызванным перемещением (проскальзыванием) по фундаментным рамам без какой - либо организованной постоянной смазки корпусов подшипников, нагруженных большой массой цилиндров по опорным поверхностям на корпусах подшипников (ЦВД и ЦСД) или по фундаментным рамам (ЦНД) [5, 7, 19].

Величины перемещений подвижных в осевом направлении корпусов подшипников, на которые опираются лапы цилиндров высокого и среднего давления, или лап цилиндров по подшипникам (в случае неподвижно установленных подшипников) достигают в мощных многоцилиндровых турбинах на закритические параметры пара до 30 - 50 мм (при номинальном режиме) [ 2 ] .

Перемещение корпусов подшипников требует со стороны цилиндров, с которыми они связаны в осевом направлении, приложения больших усилий для преодоления сил трения по поверхностям скольжения. Эти усилия могут существенно возрасти в случае заеданий по поверхностям скольжения между подошвами корпусов подшипников и фундаментными рамами, на которых они установлены. Тот же эффект может быть вызван силами, препятствующими свободному перемещению корпусов подшипников или образующими момент, поворачивающий подшипники вокруг вертикальной оси (например, от действия присоединенных к цилиндру трубопроводов), что приведет к увеличению сил трения на контактных поверхностях элементов, направляющих перемещение подшипников или цилиндров.

Большие силы трения по поверхностям скольжения корпусов подшипников ЦВД и ЦСД, как показывает опыт эксплуатации, могут вызвать опрокидывание подшипников (вокруг ребра жесткости подошвы, ориентированной перпендикулярно оси турбины), кручение поперечных фундаментных ригелей, на которых установлены подшипники, повышенное рассогласование тепловых расширений роторов и цилиндров, задевания в проточных частях или уплотнениях, расцентровку турбины [7, 8, 19, 22].

Нарушение процесса теплового перемещения корпусов подшипников проявляется в скачкообразном перемещении корпусов подшипников, невозвращении цилиндров в исходное положение после полного остывания, что приводит к увеличению вибрации, износу радиальных и осевых уплотнений и, следовательно, к ухудшению экономичности, поломке соединительных болтов муфт ротора, повреждениям подшипников и др. [22].

Разработка надежных методов и конструкций для улучшения и стабилизации тепловых расширений в пуско - остановочных режимах и режимах регулирования электрических нагрузок в энергосистеме является составной частью общей проблемы тепловых расширений мощных турбоагрегатов [23 - 28].

Внедрение в практику результатов научных исследований по проблемам тепловых расширений, новых конструкций шпоночных соединений и опорно - подвесных систем способны обеспечить существенный прогресс в этой области, что обуславливает актуальность проблемы исследований по созданию новых методов и конструкций для повышения надежности работы турбоагрегатов при переменных тепловых режимах [26, 29, 30] .

Несмотря на то, что в настоящее время электростанциями, турбостроительными заводами, научно - исследовательскими, проектными и пуско - наладочными организациями накоплен большой опыт обеспечения беспрепятственного расширения многоцилиндровых паровых турбин [5, 7, 13, 19, 22, 23, 29 -33], считать эту проблему окончательно решенной, особенно в процессе длительной эксплуатации, а также в покрытиях турбоагрегатами полупиковых и пиковых режимов электрических нагрузок, нельзя. В ряде случаев эта проблема возникает и на начальном этапе опытно - промышленной эксплуатации, особенно головных образцов мощных паровых турбин ТЭС и АЭС.

В результате проведенных автором исследований на турбинах К-300-24О ЛМЗ Киришской ГРЭС [26, 27, 29, 34, 35], а также на турбинах большой мощности других станций [5, 7, 22, 36 - 4 0] выявлена определенная закономерность возникновения и развития причин, приводящих к неудовлетворительным тепловым расширениям. Эти причины можно сгруппировать по типам турбин, мощности, заводам -изготовителям, по времени эксплуатации, по качеству монтажа и проводимых ремонтов.

Можно выделить следующие основные причины, влияющие на тепловые перемещения:

•рост единичной мощности цилиндра сопровождается увеличением веса, габаритных размеров, реактивного момента и, следовательно, увеличивается неравномерность нагружения лап и корпусов подшипников в поперечной вертикальной плоскости, применяемая в большинстве конструкций отечественных турбин схема опирания цилиндра на поперечные шпонки обуславливает передачу вертикальных и продольных усилий на корпус подшипника в одном узле - "лапа цилиндра -поперечная шпонка". Указанная неравномерность при существующей схеме опирания способствует развороту корпуса подшипника в горизонтальной плоскости и его ^закусыванию" при перемещении по продольной шпонке между фундаментной рамой и подошвой стула;

•увеличение весовых нагрузок на фундамент (ригель) как от массы цилиндров, так и присоединенных к ним паропроводов, а также от воздействия жестких трубопроводов (через корпус цилиндра, стул) при компенсации их тепловых перемещений;

•изменяющееся в процессе эксплуатации силовое воздействие присоединенных трубопроводов. Длина, толщина стенок и жесткость паропроводов растут. Для компенсации их тепловых перемещений требуются значительные усилия, которые не всегда воспринимаются системой опор и подвесок. Несоблюдение технологии монтажа трубопроводов приводит к передаче на корпус цилиндров значительных усилий, которые могут быть направлены противоположно тепловому перемещению цилиндра. При боковом расположении подводящих паропроводов возможна передача усилий, разворачивающих цилиндр и корпус подшипника [41] ;

•разворот лап цилиндра. Вследствие неравенства температур по ширине фланца горизонтального разъема на переменном режиме (при пуске) возникает разворот опорных лап цилиндра, что вызывает защемление на поперечных шпонках. Такое защемление приводит к возможности появления дополнительного момента, разворачивающего корпус подшипника в горизонтальной плоскости;

•изменяющееся состояние опорных поверхностей, включая и фундаментные элементы, уровень эксплуатации, качество выполнения монтажных и ремонтных работ и т.д.

Перечисленные причины свидетельствуют о многофакторности обеспечения нормального процесса теплового перемещения цилиндров.

Большое количество работ по исследованию проблем тепловых расширений цилиндров мощных паровых турбин проведены специалистами НПО ЦКТИ [3, 5, 7, 8, 13, 19, 22, 24, 28, 29, 36 - 40, 42 - 45 ] , ПОТ ЛМЗ [23, 33, 70, 72], ВТИ [3, 24, 25, 31, 32, 41] и другими организациями.

Проблема тепловых перемещений имеет место и в зарубежном паротурбостроении. В настоящее время зарубежными турбостроительными фирмами разработан ряд систем опирания и связи цилиндров с корпусом подшипника и фундаментной рамой. Среди них нужно выделить две, существенно отличающиеся между собой: первую, в которой корпусы подшипников проскальзывают по рамам, как и в современных отечественных турбинах, и вторую, в которой корпусы подшипников неподвижно приболчены к рамам [47 - 50] .

Первая конструкция принципиально отличается от рассмотренной в диссертационной работе отсутствием поперечных шпонок под лапами цилиндров (фирма "КВУ"). Благодаря этому исключается появление разворачивающих корпус подшипника усилий со стороны лап и вызванное этим заклинивание на продольных шпонках между рамой и корпусом подшипника.

Постоянство расстояний между цилиндрами и корпусами подшипников и передача от цилиндров к подшипникам "толкающего" и "тянущего" усилия обеспечивается вертикальными шпонками - захватами между цилиндрами и подшипниками, которые выполняются со специальным "Т"-образным хвостом. Вертикальная "шпонка - захват" расположена на уровне поверхности скольжения (а не на 8 00 -900 мм выше, что характерно для конструкций, в которых под лапами имеются поперечные шпонки).

Благодаря этому ликвидируется момент относительно плоскости скольжения, что является еще одним положительным качеством описываемой конструкции. В этой же конструкции поверхности скольжения образованы площадками сравнительно небольшого размера, поднятыми на высоту 100 - 150 мм над плоскостью рамы. Результатом этого мероприятия является то, что между подошвой подшипника и рамой образуется открытое пространство, которое естественным образом "вентилируется", исключая скопление влаги под подошвой корпуса подшипника, коррозию поверхностей и увеличение коэффициента трения между ними в процессе эксплуатации.

В этой конструкции неподвижные плоскости (на раме) могут быть изготовлены из материалов, не склонных к "схватыванию" (например, из закаленной стали), мало деформирующихся под нагрузкой и хорошо сопротивляющихся коррозии.

Иллюстрацией сказанного может служить конструкция опорных элементов, имеющих относительно друг друга свободу перемещения, полупиковой турбины мощностью 850 МВт фирмы "МАИ", эксплуатирующейся в США. В конструкции этой турбины предусмотрены специальные меры, облегчающие перемещение элементов турбины относительно друг друга и исключающие защемления и повышенное трение при перемещениях. Одной из таких мер является покрытие стеллитом поверхностей, скользящих друг по другу.

Внешние опоры корпусов выполнены из стальных плит повышенной твердости со смазкой. Удельная нагрузка на опорные плиты невелика, так как они держат только корпус турбины. Ротор же опирается на подшипники, которые установлены в неподвижно закрепленных на фундаменте стульях. Фирмой АББ для нормализации расширений используется пористая бронза, пластины из которой подкладывают под стулья.

Другая система, принципиально отличающаяся от конструкций отечественных турбин (J1M3, ХТЗ, УТМЗ), заключается в том, что подшипники неподвижно закреплены на рамах. При расширении цилиндров лапы проскальзывают по специальным стойкам или по площадкам на корпусах подшипников. Передача удлинений цилиндров к упорному подшипнику и друг другу происходит с помощью шарнирных тяг. Вкладыш опорно - упорного подшипника перемещается внутри корпуса подшипника (проскальзывает по площадкам на уровне разъема). Благодаря этому, при тепловом расширении цилиндров и роторов осевые зазоры в проточных частях и в уплотнениях изменяются в допустимых пределах (рис. 2).

В этой второй системе, разработанной и применяемой фирмой ЖЭТТ (Рато-Манн-Шнейдер) в турбинах мощностью до 850 МВт, затрудненность температурных расширений практически исключается, поскольку лапы опираются на гладкие площадки (а не на поперечные шпонки) и передают на корпус подшипника только силу трения между ними и прокладками из специального материала, на которых они лежат. Эти прокладки выполняются под углом к горизонтальной плоскости (как в турбинах JIM3 1930 - 194 0 гг. выполнялись "косые" шпонки). Благодаря этому, поперечное смещение лап со шпонками компенсирует возможное повышение оси цилиндра из-за разогрева самих лап, имеющих толщину порядка 200 мм.

Те направления, по которым произошла модернизация узлов связи между цилиндрами и корпусами подшипников и систем установки турбины на фундаменте показывают, что основные их идеи заключаются, во-первых, в устранении опрокидывающего момента, действующего со стороны цилиндров на корпусы подшипников и, одновременно, момента, скручивающего поперечный ригель фундамента и, во-вторых, в устранении возможности "разворота" корпуса подшипника, возникающего при незначительной разнице средних температур металла по обе стороны наружного цилиндра.

То и другое достигается ликвидацией поперечных шпонок между лапами и корпусом подшипника, переносом "толкающего" и "тянущего" усилий в плоскость скольжения корпуса подшипника.

Исходя из вышеуказанного, можно сделать заключение о том, что решение проблемы обеспечения свободы тепловых расширений является одним из важных факторов повышения надежности и маневренности современных паровых турбин.

Конструктивная схема подшипника между ЦВД и ЦСД фирм "Альстом Атлантик" и МАН

Рис. 2

1 - корпус подшипника, неподвижно закрепленный на фундаменте; 2 - шарнирные тяги между ЦВД и ЦСД;- 3 - упорный подшипник; 4 - шарнирные тяги между упорным подшипником и л а па-. ЦВД

Цель работы. Исследование и разработка мероприятий для решения проблемы тепловых расширений турбин К-300-2 4 0 ЛМЗ Киришской ГРЭС. При этом были решены следующие задачи:

•выполнена расчетная оценка факторов, влияющих на расширение турбоагрегата и разработана расчетно экспериментальная методика диагностики качества скольжения стульев турбины;

•разработана, изготовлена, внедрена и испытана новая конструкция опорно - подвесной системы СК и РК ЦСД;

•создана, внедрена и испытана на турбинах Киришской ГРЭС новая система опирания корпусов цилиндров с использованием разрезной поперечной шпонки под лапами ЦВД и ЦСД;

•исследованы деформации (кручения) поперечного ригеля фундамента под средним стулом, внедрены методы его "ужесточения" с проверкой эффективности этого ужесточения.

Научная новизна работы. Исследованы тепловые расширения турбин К-300-24 0 ЛМЗ при пусках из различных тепловых состояний, а также при работе турбин в режиме частых пусков и остановов. Автором разработана, изготовлена, испытана и внедрена в промышленную эксплуатацию новая конструкция опорно - подвесной системы стопорных и регулирующих клапанов ЦСД, с участием автора разработаны, изготовлены, испытаны и внедрены в промышленную эксплуатацию разрезные поперечные шпонки, предназначенные предотвратить заклинивание опорных элементов турбины при переменных режимах ее работы. Разработана методика диагностики качества скольжения стульев паровых турбин большой мощности, разработана расчетная модель и выполнены расчетные исследования по оценке факторов, влияющих на расширение турбины.

Практическая ценность и реализация результатов научных исследований. Разработаны конструктивные решения и методики для решения проблемы тепловых расширений мощных многоцилиндровых турбин. Изготовленную, внедренную и испытанную на турбинах Киришской ГРЭС конструкцию эластичной подвесной системы стопорных и регулирующих клапанов ЦСД можно рекомендовать для внедрения на действующих турбинах большой мощности, а также использовать заводам - изготовителям при проектировании новых турбин.

Изготовленные и смонтированные на 4-х турбинах К-300-24 0 разрезные поперечные шпонки рекомендуются для внедрения на мощных многоцилиндровых турбинах, т. к. способствуют улучшению тепловых расширений элементов турбин при их пусках и остановах. Исследованы процессы деформации (кручения)поперечного ригеля фундамента под средним стулом турбоагрегата К-300-24 0, разработана методика укрепления узла связи поперечного ригеля с колонной и исследовано влияние жесткости элементов фундамента на тепловые расширения.

Положительные результаты, полученные при внедрении разрезных шпонок на турбинах Киришской ГРЭС, позволили приступить к расширенному их внедрению на других типах мощных паровых турбин.

Разработан расчетно - экспериментальный метод диагностики качества скольжения стульев подшипников № 1 и № 2, разработана и внедрена методика "ужесточения" соединения поперечного ригеля с колонной фундамента.

Автор защищает:

•результаты выполненного комплекса исследований тепловых расширений многоцилиндровых паровых турбин;

•результаты конструкторских и технологических разработок направленных на решение проблемы нормализации тепловых расширений;

•вновь созданную конструкцию опорно - подвесной системы СК и РК ЦСД, способствующую улучшению тепловых расширений мощных паровых турбин;

•расчетную модель и методику оценки факторов, влияющих на расширения турбоагрегата, расчетно - экспериментальные методы диагностики качества скольжения стульев;

•методику и технические решения ее реализации для устранения деформаций (закрутки) поперечных железобетонных ригелей.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на Всесоюзном совещании по теме "Проблемы тепловых расширений мощных паровых турбин и опыт их нормализации в условиях действующих электростанций" (г. Алма - Ата, 1990 г.), на семинарах и научно - технических конференциях НПО ЦКТИ им. И.И.Ползунова, техсоветах энергосистем Ленэнерго и Мосэнерго.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 9 печатных работах.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, содержит страниц машинописного текста, 2 приложения

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Курмакаев, Марс Киямович

ВЫВОДЫ

1. Выполненный комплекс важных прикладных исследований, базирующийся на научной методике определения эффективности разработанных автором (или с его участием) научно обоснованных конструктивных и технологических разработок, апробированных в условиях длительной эксплуатации, способствовало обеспечению беспрепятственного расширения мощных многоцилиндровых паровых турбин ТЭС и АЭС, что имеет существенное значение для паротурбостроения.

2. Определены основные факторы, влияющие на тепловые перемещения элементов паровых турбин. К основным факторам относятся:

•рост единичной мощности турбин, который сопровождается увеличением веса, габаритных размеров, реактивного момента и, следовательно, увеличивается неравномерность нагружения лап и корпусов подшипников;

•увеличение весовых нагрузок на ригель фундамента как от массы цилиндров, так и от присоединенных трубопроводов;

•изменяющееся в процессе эксплуатации силовое воздействие присоединенных к цилиндрам трубопроводов;

•эксплуатация мощных паровых турбин блоков СКД в условиях маневрирования мощностью, что приводит к увеличению разностей температур в статорных элементах цилиндров, их деформации, развороту лап и, как результат, защемлению их на шпонках;

•изменяющееся состояние опорных поверхностей, включая фундаментные элементы, качество выполнения монтажных и ремонтных работ и другие.

3. В результате проведенных исследований установлено, что при расширении турбин К-300-24 0 ЛМЗ Киришской ГРЭС имеют место одни и те же проблемы: разворот лап цилиндров и заклинивание их на "поперечных" шпонках, "опрокидывание" стула среднего подшипника и кручение ригеля, скачкообразное расширение цилиндров и неудовлетворительные поперечные расширения, силовое воздействие трубопроводов и их опорно -подвесной системы на расширение цилиндров. Как правило, эти проблемы вызывают замедленные пуски, недобор мощности, большие относительные расширения и повышенную вибрацию агрегата.

4. Выполнен расчетный анализ факторов, влияющих на усилия, необходимые для перемещения стульев при расширении сокращении турбоагрегатов в результате которого установлено следующее:

4.1. Усилия, необходимые для перемещения стульев, имеют явно выраженную нелинейную зависимость от коэффициентов трения на скользящих поверхностях продольных шпонок. При неосесимметричном нагружении стула, т.е. при всегда имеющей место на практике передаче осевого усилия на стул только через одну опорную лапу корпуса, линейный рост во времени коэффициентов трения приводит к прогрессивному росту усилий, необходимых для его перемещения. Это подтверждает наблюдаемую на практике ситуацию, так называемого "заболевания" агрегата, когда со временем те же самые отклонения от режима эксплуатации агрегата начинают оказывать на него все более негативное влияние.

4.2. Самым выгодным, с точки зрения минимизации усилия, необходимого для перемещения стульев, является организация их осесимметричного нагружения осевым усилием, что на практике затруднено. Однако, можно предложить достаточно простые рекомендации, позволяющие приблизить нагружение стульев к осесимметричному и, тем самым, уменьшить осевые усилия, необходимые для их перемещения, в несколько раз. Для этого достаточно отрегулировать систему обогрева фланцев корпусов ЦВД и ЦСД так, чтобы их левые (правые) фланцы были заведомо при пусках горячее на 2 - 3 °С, чем правые (левые), что нетрудно сделать, например, за счет регулировки вентилей на линиях сброса пара из обогревающих коробов или обнизок. Дополнительная регулировка вертикальных реакций по лапам корпусов производится таким образом, чтобы при пуске вертикальные реакции левых (правых) лап ЦВД и ЦСД (в соответствии с регулировкой системы обогрева фланцев) были больше, чем правых (левых), что обеспечит приближение условий перемещения стульев турбины к оптимальному, т.е. осесимметричному нагружению.

4.3. Рекомендуется достаточно радикальное мероприятие для улучшения качества скольжения второго стула турбины К-300-24 0 ЛМЗ, которое может быть выполнено при монтаже или ремонтах, а именно: зазоры в поперечных шпонках лап - 5попер ЦВД и ЦСД, опирающихся на этот стул, должны удовлетворять соотношению:

Ъо попе^ ®прод Я. 2 где 5прод - зазоры в продольных шпонках стула; Ь2 и а2 - см. рис. 2.26.

В этом случае продольные шпонки стула окажутся при его кручении разгруженными от поперечных сил.

5. Предложен расчетно - экспериментальный метод диагностики качества скольжения стульев, основанный на установлении связи между коэффициентами трения скольжения стульев и количеством скачков, приходящихся на миллиметр их перемещения при расширении турбины. Установлено, что качество скольжения стульев турбины К-300-24 0 ЛМЗ следует считать неудовлетворительным при п < 3, удовлетворительным при 3< п <6 и хорошим при п > 6, где п - число скачков на 1 мм перемещения стула.

Указанная методика используется в течение ряда лет на шести турбинах Киришской ГРЭС, что позволило более обоснованно определять объемы ремонтных работ и повысить эксплуатационную надежность турбин.

6. Разработана и внедрена методика контроля и усиления жесткости поперечного ригеля фундаментов, связанная с заполнением пустот, щелей и трещин цементным раствором на стыке с колонной, что уменьшило объем дефектов в бетоне и привело к повышению жесткости данного узла. Величины кручения поперечного ригеля после упрочнения узла составили не более 0,2 -г- 0,4 мм/м.

7. Смонтированная на всех турбоагрегатах новая схема опирания клапанов ЦСД - эластичная подвеска, взамен штатных амортизаторов, позволила приблизить тепловые расширения цилиндров к расчетным. При использовании новой подвески второй стул при нагружении турбины до полной нагрузки переместился на 19 мм, что является предельным теоретическим значением. Второй стул начал двигаться одновременно с первым стулом, при этом температура паровпуска ЦСД составила 110 - 120 °С. Корпус ЦСД стал расширяться абсолютно симметрично: максимальная величина разницы перемещений левой и правой лапы ЦСД составила 0,3 мм. Это позволило рекомендовать новую схему опирания клапанов ЦСД для широкого внедрения на действующих турбинах большой мощности, испытывающих неудовлетворительные тепловые расширения, а также заводам - изготовителям паровых турбин.

8. Разработанные с участием автора, впервые изготовленные и смонтированные на турбине К-300-2 4 0 ЛМЗ блока ст. № 5 разрезные поперечные шпонки работоспособны, анализ опытно - промышленной эксплуатации подтвердил правильность принятых решений в части обеспечения эксплуатационной надежности турбин К-300-2 4 0 ЛМЗ. Полученный положительный опыт применения разрезных поперечных шпонок позволил рекомендовать другим станциям их широкое внедрение. Применение разрезных шпонок открывает возможность контроля уклона лап цилиндров, что позволяет контролировать динамику прогибов корпусов цилиндров, а, следовательно, расцентровок и изменение радиальных зазоров.

9. Опыт внедрения мероприятий по улучшению тепловых расширений цилиндров паровых турбин на Киришской ГРЭС подтверждает, что только комплексное внедрение мероприятий, как то: наладка подвесок трубопроводов с регулировкой опорных реакций на лапах корпусов цилиндров, уменьшение трения скольжения на скользящих поверхностях стульев, качественное выполнение элементов фундамента, использование разрезных шпонок корпусов ЦВД и ЦСД, оптимизация зазоров в продольных шпонках стульев, и, наконец, обеспечение беспрепятственного перемещения клапанов ЦСД может привести к максимальному эффекту при наладке тепловых расширений турбоагрегатов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Курмакаев, Марс Киямович, 1999 год

1.Герцберг Х.Я., Коваленко А.Н., Сафонов Л.П., Френкель Л, Д. Системы установки на фундаменте и температурные расширения многоцилиндровых паровых турбин. Энергетическое машиностроение (НИИЭИнформэнергомаш), 1982, № 8.

2. РД 34.30.506-90. Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций. Москва, 19 91.

3. Коваленко А.Н., Левченко А. И., Сафонов Л. П. Методы и критерии оценки теплового, напряженного и деформированного состояний мощных паровых турбин. М. , "Энергетическое машиностроение" (НИИЭинформэнергомаш), 1980, №'6.

4. Самойлович Г.С., Трояновский В.М. Переменный режим работы паровых турбин. М. , ГЭИ, 1965.

5. Селезнев К.Н., Сафонов Л. П. и др. Исследование теплового состояния и тепловых расширений роторов и цилиндров паровой турбины К-800-240 при различных режимах работы. Отчет ЦКТИ, Л., 1964.

6. Водичев В.И., Губанов Д.Е., Сурис П.Л. О работе поперечных шпоночных соединений цилиндров и корпусов подшипников паровых турбин. "Теплоэнергетика", 1981, № 9, с.30 34.

7. Розенберг С.Ш., Хоменок Л.А., Ильин В.Н. О силовом взаимодействии цилиндров и корпусов подшипников турбины К-300-240 ЛМЗ. "Электрические станции", 1985, № 8, с. 34 -39.

8. Розенберг С.Ш., Сафонов Л.П., Хоменок Л.А. Исследование мощных паровых турбин на электростанциях. Москва, Энергоатомиздат, 1994.

9. Сафонов Л.П., Селезнев К.П., Коваленко А.Н. Тепловое состояние высокоманевренных паровых турбин. Л.,1. Машиностроение, 1983.

10. Ю.Траупель В. Тепловые турбомашины. Том 1, М. , Госэнергоиздат, 1961, с. 258

11. И.Винклер Н. Исследование несоприкасающихсяуплотнений. Научный журнал технической высшей школы в Дрездене. 1957, № 1. Перевод ЛМЗ № 12 93.

12. Кириллов И.И. Газовые турбины и газотурбинные установки. Т.1, М., Машгиз, 1956, с,152 156.

13. Сафонов Л.П., Морозов М.Д. и др. Исследование относительных расширений ротора и цилиндра высокого давления турбины К-160-130 ХТГЗ на различных режимах работы. Отчет ЦКТИ, Л., 1966.

14. РТМ 108.021.104-77. Турбины паровые стационарные. Расчет деформаций и напряжений в элементах турбин при пусках.

15. Электроэрозия турбоагрегатов. Сафонов Л.П., Вол A.A., Малев В.В. и др. "Теплоэнергетика", 1986, № 6, с. 2Q 24.

16. Вол A.A. Исследование условий самовозбуждения роторных токов и электроэрозии в паровых турбинах. "Труды ЦКТИ" Л., Изд. НПО ЦКТИ, 1988, вып. 245, с. 56 65.

17. С.-Пб, 3-4 июня, 1997 г., с. 24 30.

18. Розенберг С.Ш., Хоменок Л.А., Ильин В.Н., Чубаров В.А. Исследование перемещений опорных элементов с измерением сил их взаимодействия турбины К-300-240 Костромской ГРЭС. Отчет НПО ЦКТИ № 042112/0-11669, Л., 1983.

19. Розенберг С.Ш., Хоменок Л.А., Кметь А.И. и др. Исследование силового взаимодействия корпусов цилиндров и подшипников турбины К-800-240-3. "Теплоэнергетика", 1981, № 9, с. 27 29.

20. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. Москва, Энергоиздат, 1982.

21. Розенберг С.Ш., Хоменок Л.А. Исследование перемещений опорных элементов турбины К-800-240 Запорожской ГРЭС. Отчет НПО ЦКТИ № 042818/0-10264, Л., 1980.

22. Дон Э.А., Авруцкий Г. Д. и др. Обеспечение температурных расширений цилиндров турбоагрегатов при реконструкциях энергоблоков. "Энергетик", 1995, № 2.

23. Шаргородский B.C., Хоменок Л. А., Курмакаев М.К. Нормализация тепловых расширений мощных паровых турбин. "Электрические станции", 1996, № 6.

24. Курмакаев М.К., Рабинович Э.М. Из опыта наладки турбинного оборудования на Киришской ГРЭС. Материалы научно технического семинара 17 - 25 апреля 1996 г. Стратегия продления и восстановления ресурса энергооборудования.

25. Отечественные и зарубежные технологии. С.-Пб., 1996.

26. Шаргородский B.C., Хоменок Л.А. и др. Опора корпуса турбомашин. Патент РФ № 1617159.

27. Ковалев И. А., Шаргородский B.C., Хоменок Л.А., Розенберг С.Ш., Ильин В.Н., Курмакаев М.К. Модернизация системы опирания корпусов ЦВД и ЦСД путем применения разрезных поперечных шпонок. Отчет НПО ЦКТИ, № 042204/015512, 1993.

28. Курмакаев М.К., Рабинович Э.М., Виноградов H.H. Разработка и внедрение новой системы подвески клапанов ЦСД т/а К-300-2 4 0 ЛМЗ на Киришской ГРЭС. Технические материалы НПО ЦКТИ. С-Пб,, 19 96.

29. Авруцкий Г. Д., Дон Э.А., Речкин Г. П. и др. Исследование напряжений и усилий в паропроводах турбоустановки К-800-240-3. "Теплоэнергетика", 1991, № 9, с. 51.

30. Авруцкий Г.Д., Дон Э.А., Речкин Г.П., Рудой Г. П., Сенин B.C., Тихонов С.Е. Экспериментальное исследование напряженно деформированного состояния корпуса ЦСД турбины К-800-240-3. "Электрические станции", 1991, № 4, с. 47.

31. Шаргородский B.C. Исследование деформаций и относительных удлинений роторов и цилиндров турбины К-300-240 ЛМЗ. Отчет ЛМЗ №1250, Л., 1969.

32. Курмакаев М.К., Новиков В.М., Рабинович Э.М. Новая подвеска клапанов ЦСД турбины К-300-24 0 ЛМЗ. "Труды ЦКТИ", 1997, вып. 281, т. 2, с. 136 139.

33. Хоменок Л.А., Ильин В.Н. Определение усилий и деформаций при перемещении среднего стула т/а К-1200-240-3. Отчет НПО ЦКТИ 0-13883, Л., 1988.

34. Рабинович Э.М., Виноградов H.H. Исследование деформаций ЦНД с разработкой рекомендаций по нормализации расширения турбины и снижения осевой вибрации подшипников № 5 и № 6 т/а К-300-240 ЛМЗ. Отчет НПО ЦКТИ № 241010/0-14907, Л., 1991.

35. Дроздов А.П., Рабинович Э.М. Исследование температурных режимов деталей и узлов головного образца турбины К-300-24 0 ЛМЗ. Отчет ЦКТИ, Л., 1965.

36. Селезнев К.П., Таранин А.И., Сафонов Л.П. Исследование теплового состояния и тепловых расширений роторов и цилиндров паровой турбины типа К-8 00-2 4 0 при различных режимах работы. Отчет ЦКТИ, Л., 1964.

37. Речкин Г.П. Экспериментальное определение усилий в корпусных деталях и паропроводах турбоустановок при эксплуатационных режимах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, М., 1993.

38. Сафонов Л.П. Исследование температурных полей и удлинений роторов и цилиндров мощных паровых турбин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Л., 1967.

39. Кунтин Е.С., Рабинович Э.М. Результаты освоения и исследования оборудования головного блока 300 МВт ЛМЗ, ст. № 5 Черепетской ГРЭС. Отчет ЦКТИ, Л., 1966.4 6.Косяк Ю.Ф. и др. Первый опыт пуска и эксплуатация головного образца турбины К-300-24 0 ХТГЗ.

40. Теплоэнергетика", 1966, № 6.

41. Low M.B. The sliding of hight temperature components in steam turbines. "Proceedings of the institution of mechanical Engineers", 1980, v.194.

42. Engelke W., Schefezyk H. Baureihen der KWU Dampfturbinen. KWU-veröfentlichung. Erlagen, 1977.

43. Зильберштейн С.Л. Паротурбостроение ФРГ и Швейцарии. "Энергомашиностроение", 1966, № 8, 10.

44. Krig E.H. Turbine-Generators. Presentend future Power. Apparats and sistems. 1955, № 73, P. 1735 1746.

45. PTM 108.021.102-85. Агрегаты паротурбинные энергетические. Требования к фундаментам.

46. Натурные исследования динамической податливости фундамента и опор турбоагрегата мощностью 300 МВт. Аграновский Г.Г., Абросимов H.A. и др. Динамика энергосооружений. Л., Энергия, 1975, вып. 4.

47. Почтовик Г.Я., Линник В.Г., Филонидов A.M. Дефектоскопия бетона ультразвуком в энергетическом строительстве. М.: Энергия, 1977, с. 121.

48. Динамические характеристики фундаментов мощных турбоагрегатов. Бабский Е.Г., Ильин Л.В., Михайлова Т.Л., Самсонова В.В. Труды координационных совещаний по гидротехнике. Л., 197 6, с. 45 49.

49. ГОСТ 17 624-87. Бетоны. Ультразвуковой метод определения прочности. Введен с 01.01.88, 1987.

50. Штенгель В.Г. Аппаратура и методика натурных ультразвуковых испытаний бетонных элементов ГЭС. Известия ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева, 1986, т.190 с. 60 65.

51. Курмакаев М.К., Новиков В.М., Рабинович Э.М. Новая подвеска клапанов ЦСД турбины К-300-24 0 ЛМЗ. "Теплоэнергетика", 1997, № 6.

52. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. Под реакцией Бузина Д.П. М.: Энергоиздат, 1986.

53. Щегляев A.B. Паровые турбины. М.: Энергия, 1976.61.0лимпиев В. И. Проблема борьбы с низкочастотнойвибрацией валопровода энергетических паротурбинных агрегатов большой мощности. "Теплоэнергетика" 1978, № 9 с. 8 14.

54. Моногаров Ю.И., Орлов И.И., Розенберг С.Ш., Сафонов Л.П., Хоменок Л.А. Опыт освоения головных турбоустановок энергоблоков мощностью 800 МВт. "Энергомашиностроение" (НИИЭинформэнергомаш), 1980, № 7.

55. Жирицкий Г. С. Конструкция и расчет на прочность деталей паровых турбин. М.: Госэнергоиздат, 1960.

56. Анурьев В. И. Справочник конструктора машиностроителя. Т.1, Машиностроение, 1978.

57. Печеник Б.Я., Искольский С. Д. Модернизация и реконструкция паровых турбин. Л., Энергия, 1968.бб.Энгель Крон И. В. Ремонт паровых турбин. Москва, Энергоиздат, 1981.

58. Банник В.П., Случаев М.А. Монтаж паровых турбин. Госэнергоиздат, 1959.

59. Доллин Ф. Некоторые вопросы конструирования крупнейших быстроходных паровых турбин. Pros. Just. Mech. Engis. 1963, у 177, № 9, перевод ЛМЗ.

60. РТМ 124.020.16-73. Турбины паровые стационарные. Расчет температурных полей роторов и цилиндров паровых турбин. М.: Металлургия, 1973.

61. Шаргородский B.C. Исследование теплового состояния и относительных удлинений ЦНД турбины К-300-24 0 при работе на холостом ходу и малых нагрузках. Отчет ЛМЗ '№ 1228, Л., 1968 .

62. Гладковский П. С. Паровая турбина К-300-24 0 Ленинградского металлического завода. "Энергомашиностроение", 1962, № 3.

63. Чернышев П.С. Мощные паровые турбины Ленинградского металлического завода. "Энергомашиностроение", 1968, № 7.

64. Мурин Г.А. Теплотехнические измерения. М. : Энергия, 197 9.

65. Сахаров А.И., Теплицкий М.Г. Методические указания по тепловым испытаниям паровых турбин. М. : Изд. СПО Союзтехэнерго, 1986.

66. РТМ 24.021.05. Турбины паровые конденсационные мощностью 2 00 МВт и выше. Гарантийные тепловые испытания Л.: Изд. ЦКТИ, 1972.7 6.Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. Москва, Энергоатомиздат, 1990.

67. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин. Учебник для ВУЗов. М., Машиностроение, 1982.7 8.Плоткин Е.Р., Лейзерович А.Ш. Пусковые режимыпаровых турбин энергоблоков. "Энергия", 1980.

68. Дьяков А.Ф., Трофимов Ю.В., Израилев Ю.Л. и др. Реконструкции по увеличению периодичности капитальных ремонтов энергоболков ТЭС. М., СПО Союзтехэнерго, 1991.

69. Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ. Под редакцией Огурцова А. П. и Рыжкова В. К. Москва, Энергоатомиздат, 1991.

70. Рыжков В.К., Огурцов А. П., Неженцев Ю.Н. и др. Паровая турбина К-500-240-4 ЛМЗ. "Теплоэнергетика", 1983, № 11, с. 15 20.

71. Паровая турбина К-300-240 ХТГЗ. Под редакцией Косяка Ю.Ф. М.: Энергоиздат, 1982.

72. Саввин В.Н. Паровая турбина К-500-240 ХТГЗ. М.: Энергоиздат, 1984.

73. Паротурбинные установки атомных электростанций. Под редакцией Косяка Ю.Ф. М.: Энергия, 1978.

74. Переверзев Д.А. Задачи теплового состояния базовых и маневренных турбоагрегатов. Киев: Наукова думка, 1980.