Турбоустановка и ее опора
Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в турбоустановках теплоэлектроцентралей, тепловых и атомных электростанций. Турбоустановка содержит цилиндры низкого, среднего и высокого давления с патрубками и присоединенными к ним трубопроводами подвода и отвода пара с промежуточными вертикальными опорами, роторы и лапы корпусов. Лапы корпусов опираются на подвижные подшипники, скользящие по продольным шпоночным соединениям относительно неподвижных фундаментных рам, установленных на ригелях фундамента. Трубопроводы подвода и отвода пара, обечайки подогревателей, регенеративных и теплофикационных отборов и арматура имеют опоры ограниченного перемещения. Каждая опора ограниченного перемещения является направляющей и поворотной в критических направлениях в допускаемых пределах. Ограничение перемещения осуществляется упорным пружинным блоком, а ограничение поворота - катками с фиксаторами. Опора турбоустановки имеет основание, выполненное подвижным с возможностью поворота и ограниченного перемещения. Основание опоры установлено внутри неподвижного корпуса, выполненного в виде параллелепипеда, на катках с дистанцирующимися планками, количество которых не менее двух. Катки с дистанцирующимися планками установлены снизу подвижного основания и перемещаются по направляющим качения. Поворот подвижного основания ограничен сбоку вращающимися катками с фиксаторами, не менее двух для каждой из его боковых поверхностей. Продольное перемещение основания опоры ограничено упорным пружинным блоком. Изобретение позволяет повысить надежность и долговечность работы турбоустановки и фундамента. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в турбоустановках теплоэлектроцентралей, тепловых и атомных электростанций.
Известна турбоустановка, содержащая цилиндры низкого, среднего и высокого давления, где роторы, лапы корпусов опираются на подвижные подшипники, скользящие по продольным шпоночным соединениям относительно неподвижных фундаментных рам, установленных на ригелях фундамента с присоединенными к патрубкам цилиндров трубопроводами подвода и отвода пара, имеющие арматуру, укомплектованные вертикальными пружинными опорами в промежутке и неподвижными опорами на другом конце трубопроводов подвода и отвода пара, на обечайках подогревателей, регенеративных теплофикационных отборов (см. RU 2171415 С1). Это решение принято в качестве прототипа.
Такая компоновка с неподвижными опорами вблизи турбоагрегата свойственна для цилиндров среднего и низкого давления с трубопроводами, как обычно, большого диаметра.
Известна опора на трубопроводах, обечайках подогревателей, регенеративных и теплофикационных отборов, арматуре, имеющая ложемент с основанием, установленная неподвижно на металлоконструкции при помощи сварки (Опоры неподвижные двуххомутовые трубопроводов ТЭС и АЭС, ОСТ 108.275.26-80). Это решение принято в качестве прототипа для изобретения «Опора». Недостатком данного технического решения является недостаточная надежность турбоагрегата и реже фундамента из-за плохой самокомпенсации трубопроводной системы, присоединенной к цилиндрам турбоагрегата и передающей критические усилия и моменты на цилиндры и фундамент. В результате лапы цилиндров и колонны ригелей фундамента турбоагрегата будут иметь неравномерную деформацию по поперечной оси в горизонтальной плоскости, что приводит к защемлению в продольных и поперечных шпоночных соединениях. Возникнут знакопеременные вертикальные нагрузки на лапах и появятся дополнительные наклоны на подвижных корпусах подшипников, что повлечет появление дополнительного непредусмотренного зазора между шейкой ротора и вкладышем с баббитовой заливкой, а также дополнительному перегибу оси ротора как по вертикали, так и по горизонтали. Возможно появление трещин критических размеров на ригелях и связях между ригелями и продольными балками фундамента в период многократных пусков-остановов.
Перечисленные отрицательные признаки появляются при переходе оборудования из холодного состояния в рабочее, что не способствует надежной и долговечной работе роторов, лопаток, баббитовой заливки вкладышей, провоцирует возникновение дополнительной вибрации подшипников и способствует неэкономичной работе оборудования из-за ухудшения плотности концевых уплотнений цилиндров, фундамента.
Силовое воздействие трубопроводов на турбоагрегат, а в конечном итоге и на фундамент происходит как в рабочем, так и в холодном состоянии для трубопроводов, работающих при высоких температурах в связи с остаточной деформацией. Величина остаточной деформации трубопроводов увеличивается в критических направлениях с ростом количества пусков-остановов. Для трубопроводов, работающих при низких температурах, силовое воздействие на турбину и фундамент будет происходить только в рабочем состоянии, если нет холодных натягов в критических направлениях.
В результате горизонтального силового действия трубопроводов, присоединенных к ЦВД, ЦСД, ЦНД при переходе оборудования из холодного в рабочее состояние и наоборот, происходит изменение взаимного положения продольных пазов корпусов подвижных подшипников относительно неподвижных фундаментных рам, предел суммарного зазора которых составляет 0,1 мм, и которые удерживаются от дальнейшего расхождения в продольной оси шпонками - направляющими опорами с суммарным зазором 0,1 мм. Под силовым воздействием трубопроводов после выборки зазора, равного 0,1 мм, происходит деформация лап цилиндров и деформация колонн ригелей фундамента в горизонтальной плоскости. На блоках 300-1200 МВт в связи с переходом на фундаменты меньшей жесткости в поперечном направлении и с увеличением диаметров трубопроводов, подводящих и отводящих от турбоагрегата пар, деформация в этом направлении возросла. Это ведет к неравномерной деформации колонн ригелей, и вероятность защемления в продольных и поперечных шпоночных соединениях, вплоть до «закусывания», увеличивается. В результате защемления в продольных шпоночных соединениях элементы турбоагрегата и фундамента находятся в силовом взаимодействии из-за «недорасширения» цилиндров в рабочем состоянии или невозврата их в холодном состоянии.
В момент защемления продольных шпоночных соединений турбоагрегат представляет единое тело, зажатое между двумя неподвижными опорами («фикспунктом» и в точке защемления), которые находятся на фундаменте. Появляется острая необходимость компенсации осевого теплового расширения корпусов цилиндров турбоагрегата. Такими компенсаторами могут быть только элементы фундамента и турбоагрегата. В результате такого неравновесного горизонтального состояния турбоустановки из-за «недорасширения» для перехода в равновесное состояние необходимо или растяжение элементов фундамента или потеря горизонтальной устойчивости (прямолинейности горизонтальной оси) элементов турбоагрегата в рабочем состоянии на величину «недорасширения», а в холодном состоянии происходит обратный процесс - сжатие элементов фундамента и растяжение элементов турбоустановки. В обоих случаях ригеля фундамента и угловые связи между ригелями и продольными балками работают на изгиб в противоположных направлениях. Но известно, что железобетон плохо работает на изгиб и выдерживает меньшее количество циклов по сравнению с металлом. Со временем на элементах фундамента появляются трещины, которые увеличиваются до критических размеров, что потребует дорогостоящей реконструкции фундамента (Электрические станции №10, 2003 г. «Обследование и ремонт фундамента под турбоагрегат мощностью 300 МВт», Архипов А.Б. и др.).
Автор наблюдал докритические трещины от 0,1 до 0,8 мм на Сургутской ГРЭС-1 на фундаменте блока №10. Когда компенсатором теплового расширения турбоагрегата являются его элементы, то есть происходит потеря горизонтальной устойчивости (изменение прямолинейности осей цилиндров, подвижных стульев подшипников), то появятся вертикальные наклоны на подвижных подшипниках, суммарный размер которых равен некомпенсированному тепловому расширению турбоагрегата. Причем наклон будет направлен только вертикально вверх. В результате общая деформация цилиндров и ротора будет происходить в сторону ряда А и вверх в рабочем состоянии.
Подтверждением потери соосности (прямолинейности) цилиндров и корпусов подвижных подшипников в горизонтальной плоскости является поломка вертикальных шпоночных соединений, наклон подвижных подшипников.
Необходимо отметить, что деформация осей статорных элементов и ротора не параллельна из-за их разных жесткостей. При первом пуске турбоагрегата и при последующих пусках после ремонта зазор между шейкой ротора и вкладышем, выставленный для рабочего состояния с учетом клинового зазора масла, по периметру принудительно будет скорректирован с учетом непредусмотренных дополнительных наклонов. В результате ротор, отбалансированный без учета дополнительных наклонов и деформации в горизонтальной плоскости, будет вращаться с дополнительным перегибом. На роторе возникнут дополнительные знакопеременные напряжения. Количество циклов работы ротора при повышенных знакопеременных напряжениях меньше, и поэтому надежность и долговечность работы ротора будет сокращена по сравнению с нормативным. С другой стороны, дополнительный перегиб ротора изменит торцевые зазоры между лопатками и статором, что может привести к задеванию лопатками тело статора. К сказанному необходимо добавить следующее.
Первое - это суммирование реакций от присоединенных трубопроводов к цилиндрам в вертикальном направлении. При наличии усилий, направленных на отрыв лап от опорной поверхности подшипников, резко возрастает потеря горизонтальной устойчивости (прямолинейности осей цилиндров и корпусов подвижных подшипников) и увеличивается величина наклонов, так как нагрузки могут достигать нескольких десятков т.с. и сравнимы с весом цилиндров. В результате суммарная нагрузка на лапах может быть отрывающей, хотя по нормативным документам нагрузки на лапах должны быть всегда прижимающими (направлены вниз), причем не менее определенной, заданной величины согласно инструкций заводов-изготовителей.
Необходимо отметить, что нагрузки на лапы, выдаваемые проектными институтами, в настоящее время занижены, так как в расчетах турбоагрегат условно принимают как неподвижное тело со смещениями, равными расширению турбоагрегата от «фикспункта» до патрубков. Расчет ведут для трубопроводной системы, заканчивающейся патрубками со смещениями. При этом вертикальная расчетная нагрузка распределяется по всем четырем лапам, причем нагрузки получаются одного знака. Автором приведен расчет, где цилиндры приняты как часть трубопроводной системы. В этом случае вертикальные нагрузки на лапах резко отличаются от проектных как по величине, так и по направлению.
При проведении расчета для трубопроводной системы отбора пара от ЦНД до подогревателя ПСГ-1 для Тобольской ТЭЦ, состоящей из двух ниток Ду 1000 мм, получены суммарные нагрузки на передних лапах в пределах 45 т.с. (прижимающие), а на задних лапах в пределах 60 т.с. (отрывающие), хотя по всем нормативным документам максимальные моменты и усилия строго ограничены.
Трубопроводная система с такой трассировкой и типоразмерами труб создает неблагоприятные условия работы для турбоагрегата, оказывает большое влияние на надежность и долговечность работы ротора турбоагрегата, что подтверждается статистикой.
Второе - в настоящее время распространено направление уменьшения жесткости элементов корпуса подвижных подшипников и лап цилиндров в горизонтальном направлении. По мнению автора проведение этих мероприятий будет оказывать отрицательное влияние на надежность и долговечность работы ротора, так как это способствует дополнительной деформации лап и корпусов подвижных подшипников от силовых усилий трубопроводов. Более эффективный способ повышения надежности работы элементов турбоагрегата - это уменьшение силового влияния присоединенных трубопроводов к турбоагрегату.
Техническая задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, - повышение надежности и долговечности работы турбоустановки и фундамента путем снижения усилий, передаваемых трубопроводами на турбоагрегат и фундамент, в результате исключения деформации лап цилиндров и колонн ригелей фундамента в горизонтальной плоскости, которые способствуют возникновению заклинивания между продольными и поперечными шпоночными соединениями.
Для решения поставленной задачи в турбоустановке, содержащей цилиндры низкого, среднего и высокого давления с патрубками и присоединенными к ним трубопроводами подвода и отвода пара с промежуточными вертикальными опорами, роторы, лапы корпусов, опирающиеся на подвижные подшипники, скользящие по продольным шпоночным соединениям относительно неподвижных фундаментных рам, установленных на ригелях фундамента, в которой для повышения надежности, долговечности турбоустановки и фундамента за счет уменьшения силового влияния трубопроводов на турбоагрегат и фундамент, трубопроводы подвода и отвода пара, обечайки подогревателей, регенеративных и теплофикационных отборов и арматуры, имеющие неподвижную опору заменены опорой, которая является направляющей и поворотной в критических направлениях в допускаемых пределах, при этом ограничение перемещения осуществляется упорным пружинным блоком, а ограничение поворота суммарным зазором 2в.
Задача решается также тем, что в опоре турбоустановки ограниченные перемещение и поворот подвижного основания опоры происходят внутри параллелепипеда, где снизу подвижного основания находятся катки с дистанцирующимися планками, количество которых не менее двух, при этом катки перемещаются по направляющим качения, и его продольное перемещение ограничивается упорным пружинным блоком, а поворот подвижного основания сбоку ограничивается вращающимися катками с фиксаторами, не менее двух для каждой из боковых поверхностей подвижного основания с суммарным зазором 2в. Таким образом, опора ограниченного перемещения и поворота является направляющей с суммарным зазором 2в, где зазор 2в ограничивает дальнейший поворот опоры. Благодаря повороту направляющей опоры и перемещению ее вместе с трубопроводной системой, силовое влияние трубопроводной системы на турбоагрегат и фундамент уменьшится. При этом нагрузки на патрубки турбоагрегата от трубопроводов ограничены упорным пружинным блоком, где деформация пружин упорной пружинной опоры задана на величину усилия, не превышающую нормативную на каждый патрубок. Деформации лап корпусов ЦВД, ЦСД, колонн фундамента и поворот ригелей в горизонтальной плоскости не будут превышать критических.
Техническая задача решается путем усовершенствования опоры - расширением эксплуатационных возможностей опоры, что способствует надежной и долговечной эксплуатации турбоустановки и фундамента при различных режимах работы оборудования.
Данная опора благодаря каткам снизу с поступательным движением обеспечивает перемещение в критическом направлении с уменьшенным трением, а с помощью боковых вращающихся катков, которых не меньше двух с каждой из сторон, обеспечивает поворот и не заклинивание подвижного основания внутри неподвижного корпуса опоры, а горизонтальный пружинный блок регламентирует нагрузку на патрубки цилиндров, которая не превышает допускаемую.
На фиг.1 изображен вид турбоустановки сбоку, на фиг.2 - сечение А-А (см. фиг.1) с трубопроводами и опорами, на фиг.3 изображена конструкция опоры сбоку без боковой части, на фиг.4 - сечение Б-Б (см. фиг.3).
Турбоустановка содержит ЦСД 1, ЦВД 2 (ЦНД не показан) соответственно с роторами 3, 4. Лапы 5 корпусов опираются на подвижные подшипники 6, которые лежат на фундаментных рамах 7, расположенных на ригелях 8, составляющих единое целое с колоннами фундамента 9. В подвижных подшипниках 6 выполнены пазы 10, а в фундаментных рамах 7 пазы 11, в которых расположены продольные шпонки 12.
К турбоагрегату подсоединены трубопроводы подвода и отвода пара 13, 14 (остальные не показаны), которые на горизонтальном участке удерживаются с помощью вертикальных пружин опор 15, а на другом конце трубопроводы имеют опору ограниченного перемещения. Опора содержит неподвижный корпус 19 в форме параллелепипеда, направляющие 20, приваренные к неподвижному основанию корпуса 19, катки 21 с пазами уложенные с совмещением направляющих 20 и дистанцирующимися планками 23, подвижное основание 22 поступательно перемещается на величину теплового расширения Δxt участка трубопровода от «фикспункта» турбоагрегата до опоры с возможным поворотом в горизонтальной плоскости на расчетную величину благодаря зазорам «в», имеющимся между катками 24 и подвижным основанием 21, причем вращающиеся катки 24 с фиксаторами 25 обеспечивают отсутствие заклинивания при поступательном перемещении подвижной части опоры 21 относительно неподвижной 19. Таким образом объекты 17 (трубопровод, обечайки подогревателей и регенеративных и теплофикационных отборов, арматура) с критически жесткими трубопроводными системами, присоединенные к корпусам цилиндров турбоагрегата с одной стороны, установленные на ложементе 18, приваренном к подвижному основанию 22, перемещаясь поступательно с поворотом, обеспечивают передачу усилий на патрубки не больше нормативных, и расширение турбоагрегата без защемления по продольным шпоночным соединениям благодаря зазору Δхt между подвижным основанием 22 опоры и основанием блока пружин. Пружина упорной опоры 27 сжата на нагрузку до Р=0,8·Рдоп при помощи шпилек 29, а блок 27 фиксируется на неподвижном основании 19 упорами 28, где Δxt - величина температурного удлинения от «фикспункта» до опоры, а Рдоп - допускаемая нагрузка по оси с критическим расширением согласно нормативно технической документации.
Таким образом, заявленная группа изобретений в отличие от турбин с недостаточным тепловым расширением и предрасположенных к появлению дефектов на роторах, лопатках, быстрому износу баббитовых вкладышей, деформации и появлению трещин на корпусах подвижных подшипников, возникновению неуравновешенных нагрузок на лапах в рабочем и холодном состояниях оборудования позволит повышать надежность, долговечность и экономичность турбоустановки и фундамента, за счет снижения усилий ниже нормативных, передаваемых трубопроводами на турбоагрегат и фундамент, благодаря устранению заклинивания между продольными шпоночными соединениями и исключению деформации лап и колонн фундамента в горизонтальной плоскости.
Источники информации
1. Патент на изобретение №2171415.
2. Опоры неподвижные двуххомутовых трубопроводов ТЭС и АЭС, ОСТ 108.275.26-80.
3. Опоры скользящие направляющие двуххомутовых трубопроводов ТЭС и АЭС. ОСТ 108.275.34-80.
4. Блоки катковые направляющие для опор трубопроводов ТЭС и АЭС. ОСТ 108.275.42-80.
5. Электрические станции №10, 2003 г. «Обследование и ремонт фундамента под турбоагрегат мощностью 300 МВт», Архипов А.Б., Смирнов В.И. инженеры и др.
1. Турбоустановка, содержащая цилиндры низкого, среднего и высокого давления с патрубками и присоединенными к ним трубопроводами подвода и отвода пара, с промежуточными вертикальными опорами, роторы, лапы корпусов, опирающиеся на подвижные подшипники, скользящие по продольным шпоночным соединениям относительно неподвижных фундаментных рам, установленных на ригелях фундамента, отличающаяся тем, что трубопроводы подвода и отвода пара, обечайки подогревателей, регенеративных и теплофикационных отборов и арматура имеют опоры ограниченного перемещения, каждая из которых является направляющей и поворотной в критических направлениях в допускаемых пределах, при этом ограничение перемещения осуществляется упорным пружинным блоком, а ограничение поворота - катками с фиксаторами.
2. Опора турбоустановки, имеющая основание, отличающаяся тем, что основание опоры выполнено подвижным с возможностью поворота и ограниченного перемещения, установлено внутри неподвижного корпуса, выполненного в виде параллелепипеда, на катках с дистанцирующимися планками, количество которых не менее двух, при этом катки перемещаются по направляющим качения, поворот подвижного основания ограничен сбоку вращающимися катками с фиксаторами, не менее двух для каждой из его боковых поверхностей, катки с дистанцирующимися планками установлены снизу подвижного основания, а продольное перемещение последнего ограничено упорным пружинным блоком.
3. Опора турбоустановки по п.2, отличающаяся тем, что пружина упорного пружинного блока сжата на величину усилия, не превышающую нормативную на каждый патрубок.
