Бродов Ю.М. Родин В.Н. Ремонт паровых турбин

Подождите немного. Документ загружается.

С появлением программ по центровке появилась возможность их применения не только для решения задачи центровки

валопровода в период ремонта, но и для анализа ранее принимавшихся решений по центровке (в предыдущие ремонты),

оценке влияния этих решений на эффективность и надежность работы турбины, стало возможным также сравнение распо-

ложения валопровода в различных тепловых состояниях турбины.

Для примера предлагается рассмотреть номограммы центровки в вертикальной плоскости турбины К-500-230-2 блока № 9

Рефтинской ГРЭС в период капитального ремонта 1990г. (рис. 10.10, а, б).

Рассмотрим два варианта центровки валопровода.

1. Центровка валопровода после вскрытия турбины (рис 10.10, а). Замер центровки произведен в первую неделю ремон-

та, до вскрытия цилиндров, когда турбина остыла еще неполностью, а фундамент прогрет до рабочего состояния и с него не

сняты нагрузки от перестановочных усилий тепловых расширений.

2. Окончательная центровка валопровода (рис 10.10, б). Замер произведен после ремонта, в процессе которого выполне-

на ревизия скользящих поверхностей первого и второго стульев, и тем самым с турбины сняты все силы влияния от тепло-

вых расширений на опоры турбины; при этом положение первого стула по высоте не корректировалось.

Анализ номограммы центровки валопропровода, замеренной после останова турбины в ремонт, показывает:

— что для исправления центровки 1-й подшипник турбины необходимо поднять на 3,97 мм и при этом центр масляной

расточки будет находиться ниже оси ротора ВД на 3,38 мм, т. е. первый стул турбины будет находиться значительно ниже

требуемой оси валопровода;

— 2-й подшипник турбины для исправления центровки необходимо поднять на 0,36 мм и при этом центр масляной рас-

точки будет находиться выше оси ротора ВД на 0,29 мм;

— 3-й подшипник турбины для исправления центровки необходимо поднять на 0,64 мм и при этом центр масляной рас-

точки будет находиться ниже оси ротора СД на 0,32 мм, т. е. (на основании требуемых центровок по двум подшипникам)

второй стул стоит с уклоном в сторону генератора по отношению к требуемой оси валопровода;

— 4-й подшипник турбины для исправления центровки необходимо поднять на 0,82 мм и при этом центр масляной рас-

точки будет находиться ниже оси ротора СД на 0,14 мм;

— 5-й подшипник турбины для исправления центровки необходимо поднять на 0,37 мм и при этом центр масляной рас-

точки будет находиться ниже оси ротора НД-I на 0,06 мм, т. е. (на основании требуемых центровок по двум подшипникам)

картер подшипников 4—5 стоит с уклоном в сторону регулятора по отношению к требуемой оси валопровода;

Анализ результатов расчета окончательной центровки показывает:

1. Центр масляной расточки 1-го подшипника будет находиться ниже оси ротора ВД на 0,30 мм, т. е. первый стул тур-

бины находится практически в оси валопровода.

2. Центр масляной расточки 2-го подшипника будет находиться ниже оси ротора ВД на 0,30 мм.

3. Центр масляной расточки 3-го подшипника будет находиться ниже оси ротора СД на 0,32 мм, т. е. (на основании тре-

буемых центровок по двум подшипникам) второй стул стоит с уклоном в сторону регулятора по отношению к требуемой оси

валопровода.

4. Центр масляной расточки 4-го подшипника будет находиться выше оси ротора СД на 0,05 мм.

5. Центр масляной расточки 5-го подшипника будет находиться ниже оси ротора НД-I на 0,45 мм, т. е. (на основании

требуемых центровок по двум подшипникам) картер подшипников 4—5 стоит с уклоном в сторону генератора по отноше-

нию к требуемой оси валопровода.

В результате сравнения номограмм центровки турбины можно также сделать вывод о том, что во время ремонта в ре-

зультате полного остывания турбины, элементов фундамента и разгрузки опор турбины от перестановочных усилий (в про-

цессе ревизии скользящих поверхностей 1-го и 2-го стульев) происходит изменение взаимного расположения узлов турбины.

Компьютерные программы центровки валопровода турбин пригодны для оценки изменения взаимного расположения уз-

лов турбин, происходящего в результате остывания металла турбины и элементов фундамента, а также разгрузки опор тур-

бины от перестановочных усилий.

При наличии проблем с тепловыми расширениями турбин и неудовлетворительного их вибросостояния для качественно-

го определения изменения взаимного расположения узлов турбины и нагрузок на подшипники необходима доработка суще-

ствующих программ.

10.7. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ

1. Какие операции включает в себя центровка турбин во время монтажа? В чем отличие центровки турбины в период

ремонта?

2. Что такое "коленчатость пары роторов" и излом осей?

3. Как определяется взаимное расположение пары роторов относительно друг друга? Что показывают радиальные заме-

ры и что торцевые?

4. Приведите пример расчета и записи проверки центровки пары роторов.

5. Что достигается центровкой роторов?

а) Взаимное расположение осей роторов.

б) Обеспечение правильности сборки муфт.

в) Необходимое взаимное расположение опор роторов.

6. Для чего необходимо указывать положение скобы при производстве замеров центровки?

7. Приведите пример расчета перемещения подшипников одного ротора для совмещения осей пары роторов с четырех-

опорной системой опирания.

8. Сколько коэффициентов для перемещения подшипников необходимо рассчитывать для каждой муфты каждого ротора

турбины?

9. В чем отличие расчета центровки пары роторов с жесткой муфтой при трехопорной системе опирания?

10. Что понимают под центровкой турбоагрегата в целом?

11. На основании какого комплекса данных принимается решение о необходимости центровки валопровода турбины?

12. Что показывают замеры центровки на "горячей" и "холодной" турбине? На основании какого замера центровки мож-

но принимать решение о перецентровке валопровода?

Глава 11

НОРМАЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ ТУРБИН

11.1. УСТРОЙСТВО И РАБОТА СИСТЕМЫ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ

Система тепловых расширений турбины предназначена для сохранения в допустимых пределах взаимного положения

роторных и статорных деталей турбоагрегата, изменяющих свои геометрические размеры по мере прогрева или остывания.

Система тепловых расширений должна одновременно обеспечивать:

• свободные тепловые перемещения цилиндров и корпусов подшипников относительно фундамента и друг друга в за-

данных направлениях;

• надежное крепление цилиндров низкого давления к фундаментным рамам;

• надлежащее прилегание корпусов подшипников к фундаментным рамам;

• соосность проточной части, валопровода и расточек корпусов подшипников в заданных пределах на всех режимах ра-

боты;

• осевые зазоры между деталями ротора и статора в заданных пределах.

В одноцилиндровых турбинах малой мощности, имеющих длину не более пяти метров, величина тепловых перемещений

незначительна и основная задача элементов системы тепловых расширений — обеспечение совпадения геометрических осей

турбины и генератора.

В мощных многоцилиндровых турбинах величина тепловых расширений, изменяющаяся в зависимости от режима рабо-

ты турбины при переходе из холодного состояния к работе с полной нагрузкой и обратно, достигает значительных значений.

Например, тепловое расширение двухцилиндровой турбины АТ-25-1 [99], имеющей общую длину 10 м и температуру в го-

ловной части при полной нагрузке 380 °С, составляет около 12 мм, а у турбины К-1200-240, имеющей пять цилиндров и об-

щую длину без генератора более 47 м, величина перемещения переднего корпуса подшипника достигает 49 мм [77].

Конструктивное оформление системы тепловых расширений зависит от мощности турбины и ее размеров. Основные

элементы системы тепловых расширений ранее были рассмотрены в разделе 3.1.3. Ниже будет рассмотрена организация сис-

тем тепловых расширений в целом у различных турбин.

В одноцилиндровых турбинах малой мощности цилиндр стороной высокого давления обычно опирается на стойку (кор-

пус) переднего подшипника (рис. 11.1, а). Часть низкого давления опирается на фундаментную раму боковыми или задними

лапами, отлитыми вместе с выхлопным патрубком. Сочленение корпуса переднего подшипника и цилиндра осуществляется

фланцевым соединением 8 (рис. 11.1, б) или при помощи лап и системы шпоночных соединений. Корпус подшипника уста-

навливается непосредственно на фундаментную раму или на гибкую опору 7.

При монтаже турбоагрегата гибкая опора предварительно отклоняется на половину размера полного теплового расшире-

ния в сторону, противоположную направлению расширения турбины. В процессе расширения турбины при пуске гибкая

опора проходит вертикальное положение и при стационарном номинальном режиме отклоняется в обратную сторону на та-

кую же величину. В настоящее время такую схему опирания на корпуса подшипников применяет КТЗ.

В случае опирания корпуса подшипника непосредственно на фундаментную раму постоянное взаимное положение кор-

пуса подшипника и цилиндра в осевом направлении (осевое расстояние) обеспечивается поперечными шпонками 1, 4, рас-

положенными на корпусе подшипника под лапами цилиндра. Совпадение осей расточки цилиндра и подшипника обеспечи-

вается вертикальной шпонкой 3, установленной внизу между цилиндром и корпусом подшипника. Во избежание заклинива-

ния при нагреве цилиндра в большинстве конструкций шпоночный паз выполняется на цилиндре, а шпонка крепится винта-

ми к корпусу подшипника, являющемуся более холодной частью, чем цилиндр. От боковых смещений корпус подшипника,

установленный на фундаментную раму, удерживается продольными (осевыми) шпонками 2, 5, расположенными на фунда-

ментной раме.

Часть низкого давления удерживается от боковых смещений продольной или вертикальной шпонкой, установленной на

выхлопном патрубке. Поперечные шпонки, заложенные между лапами части низкого давления и фундаментной плитой, не

допускают смещения лап вдоль оси турбины. Фикспунктом (неподвижной точкой) такой турбины является точка пере-

сечения оси, проведенной через поперечные шпонки части низкого давления, с вертикальной плоскостью симметрии,

проходящей через продольные шпонки корпуса подшипника и продольную шпонку (или выступ) части низкого дав-

ления.

Изменение размеров турбин и значительное повышение параметров пара практически не отразились ни на организации

системы тепловых расширений, ни на конструкции ее основных элементов [7, 8, 10]. На рис. 11.2 представлена схема систе-

мы тепловых расширений и опирания цилиндров на фундамент паровой турбины К-800-240 ЛМЗ [7]. Такая схема организа-

ции тепловых расширений, с некоторыми уточнениями, типична для большинства современных турбин.

В рассматриваемом случае турбоагрегат состоит из ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Цилиндры высокого и среднего давления

опираются на выносные корпуса подшипников. Оба ЦНД имеют встроенные подшипники, причем к корпусу первого из них

приварены горизонтальные площадки, на которые установлен своими лапами ЦСД. В последние годы в турбинах большой

мощности, например К-1200-240 ЛМЗ, подшипники ЦНД выполняют выносными, независимыми от выхлопного патрубка и

устанавливают на собственных фундаментных рамах. Такое изменение конструкции вызвано повышением требований к же-

сткости опор валопроводов. В вертикальной плоскости, между корпусами подшипников и фундаментными рамами, установ-

лены продольные шпонки 6, вдоль которых может перемещаться турбоагрегат. Для исключения произвольного перемещения

турбоагрегата вдоль продольных шпонок под действием вибрации или сил, возникающих при тепловом расширении присое-

диненных трубопроводов, между лапами ЦНД и фундаментными рамами закладывают поперечные шпонки 7.

Пересечение горизонтальной плоскости фундаментных рам, вертикальной плоскости турбоагрегата и осей поперечных

шпонок образует фикспункты — неподвижные в пространстве точки, относительно которых происходит тепловое расшире-

ние и перемещение турбоагрегата. Фикспункт может быть расположен в любом месте опирания турбины на фундаментные

рамы. Чаще всего его располагают в районе выхлопных патрубков ЦНД. Это позволяет в конденсационных турбинах избе-

жать значительных перемещений конденсатора, масса которого с водой может превышать массу турбины, а в турбинах с

противодавлением — деформаций паропроводов большого диаметра. Турбоагрегат, показанный на рис. 11.2, имеет два фик-

спункта. От первого из них (точка А) ЦНД, ЦСД и ЦВД расширяются и сокращаются вдоль продольных шпонок как единое

целое. Второй фикспункт (точка В) фиксирует положение второго ЦНД. Для того чтобы не препятствовать взаимному пере-

мещению ЦНД, корпус подшипника, расположенный между ними, снабжен гибким элементом.

Опирание ЦВД и ЦСД на выносные корпуса подшипников осуществляется при помощи консольных лап цилиндров (рис.

11.3). Сочленение лап цилиндров с корпусами подшипников и передача осевого усилия осуществляются через призматиче-

ские поперечные шпонки [7,8, 10, 20, 99]. На рис. 11.3 представлена конструкция поперечной шпонки 4, применяемой при

сочленении лап цилиндров и корпусов подшипников на турбинах производства ЛМЗ и ТМЗ. Шпонка выполняется с таким

вертикальным размером Л, чтобы плоскость разъема турбины совпала с осью ротора. Тепловые зазоры в шпонке составляют

0,04...0,08 мм.

Прижимная скоба 5 препятствует отрыву лапы от плоскости опирания, который может произойти под действием сил от

нескомпенсированных тепловых расширений трубопроводов, присоединенных к корпусу турбины, или от реактивного кру-

тящего момента, приложенного к корпусу турбины через сопловые лопатки, диафрагмы и обоймы. При сборке между скобой

и лапой оставляют тепловой зазор для свободного перемещения лапы

вдоль шпонки.

Совмещение вертикальных плоскостей симметрии корпусов подшипников и цилиндров турбины обеспечивают верти-

кальные шпонки 3.

На рис. 11.3 показана конструкция вертикального шпоночного соединения: к торцевым поверхностям стульев подшип-

ника крепится поперечная планка 2, в середине которой вваривается шпонка 3; к корпусу турбины, строго в ее вертикальной

плоскости, крепится шпоночный паз; шпонка входит в паз с тепловым зазором, поэтому более горячий корпус турбины сво-

бодно расширяется вниз относительно корпуса подшипника, установленного на фундаментной раме.

Все корпуса подшипников, а также цилиндров, устанавливаемых непосредственно на фундамент, помещают строго на

одной линии с помощью продольных шпонок 10, расположенных под опорными поверхностями цилиндров и корпусов под-

шипников по оси турбины и привинчиваемых к фундаментным рамам.

В турбинах производства ХТЗ цилиндр опирается на корпус подшипника строго на уровне разъема лапами, выполнен-

ными на продолжении фланцев верхней крышки корпуса (рис. 11.4). Лапа 3 корпуса турбины через подгоночную прокладку

6 подвешивается на стул корпуса подшипника, 1 обеспечивая совпадение их горизонтальных плоскостей при любых режи-

мах. Лапа 2 нижней половины корпуса используется, во-первых, для размещения поперечной шпонки 7 и, во-вторых, для

монтажа, когда нижняя половина корпуса укладывается на стулья подшипника на технологические прокладки 5. После

сборки и закрытия цилиндра весь корпус поднимается с помощью домкратных болтов 4, монтажная прокладка извлекается,

и корпус опускается на стулья.

Корпуса подшипников скользят по фундаментным рамам вдоль продольных шпонок только при малых силах трения ме-

жду поверхностями фундаментных рам и опорными поверхностями корпусов подшипников, а также при отсутствии переко-

са в шпонках. В противном случае возникает явление "опрокидывания" корпуса подшипника (рис. 11.5). Например, при

снижении мощности турбины, как следствие, уменьшается температура металла ЦВД, цилиндр сокращается и от лапы 1

к шпонке 2 прикладывается осевое усилие F

. Под действием осевого усилия корпус может повернуться около точки В с

появлением зазора а. При этом будет возникать перекос вкладыша относительно шейки вала и его износ.

Для исключения "опрокидывания" корпуса подшипника его основание выполняют с фланцами 3, за которые он удержи-

вается с помощью прижимных скоб 4, прикрепляемых к фундаментной раме 5. Прижимные скобы устанавливают по отно-

шению к фланцу с тепловым зазором 0,04...0,08 мм, обеспечивающим свободное перемещение корпуса подшипников, но не

допускающим его отрыва от фундаментных рам. Поскольку при увеличении температуры корпуса турбины сила F

будет

приложена в противоположную сторону и тогда зазор может возникать в точке В, корпус подшипника снабжается четырьмя

прижимными скобами, расположенными по его сторонам.

11.2. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ НОРМАЛЬНОЙ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ

Как показывает анализ опыта эксплуатации турбин, представленный в информационном письме Центрэнерго № 31-4-1-

751 от 24.05.2000 года, по мере увеличения срока службы турбин все чаще наблюдается нарушение процесса нормального

теплового расширения цилиндров. Нарушения нормальной работы систем тепловых расширений паровых турбин проявля-

ются в деформациях и скачкообразных перемещениях корпусов подшипников, кручении ригелей поперечных рам фунда-

мента, невозвращении корпусов подшипников в исходное положение после остывания цилиндров [7, 100...103]. В результате

наблюдаются: повышение вибрации и утечки пара и масла, повреждения подшипников и муфт, задержки пусков (из-за дос-

тижения предельных относительных расширений роторов).

При возникновении значительных по величине сил, препятствующих продвижению корпусов подшипников по фунда-

ментным рамам, происходит:

а) прогиб ригелей фундамента в горизонтальной плоскости;

б) закручивание ригелей в вертикальной плоскости.

При этом на статорные детали турбины (корпуса подшипников и цилиндры) будут действовать силы сжатия, деформи-

рующие их вследствие податливости торцевых стенок. В результате возникает:

а) повышенное удлинение ротора, свободно расширяющегося от упорного подшипника, относительно статора;

б) нарушение взаимного радиального расположения деталей турбины относительно друг друга.

Эти нарушения препятствуют быстрому пуску турбины и, как следствие, приводят к перерасходу топлива.

При разгружении турбины и ее останове картина будет аналогичной, но обратной: сокращающиеся корпуса турбины бу-

дут тянуть за собой и изгибать ригели в горизонтальной плоскости в обратном направлении (к фикспункту); кроме того, са-

ми корпуса будут находиться в растянутом состоянии. В результате турбина может не вернуться к своему первоначальному

положению.

Наибольшую опасность для нормальной работы турбины представляет кручение ригелей. Под действием продольных

сил R, приложенных к поперечным шпонкам лап, весь ригель, например, средней опоры поворачивается (скручивается); в

результате опорная поверхность фундаментной рамы приобретет уклон и изменяются высотные положения вкладышей

подшипников (происходит расцентровка подшипников).

Если, например, в корпусе подшипника расположены два опорных вкладыша, то при пуске турбины ригель под действи-

ем продольных сил может повернуться против часовой стрелки, при этом подшипники изменят свое пространственное по-

ложение относительно друг друга (подшипник стороны регулятора опустится, а подшипник со стороны генератора подни-

мется). В результате этого изменятся опорные реакции валопровода, а при жестком соединении роторов в случае поворота

ригеля на предельно-допустимую величину (по [77] допускается изменение уклона опоры до 0,5 мм/м) шейка ротора со сто-

роны регулятора всплывет над опорной поверхностью, выбрав верхний зазор по баббиту подшипника; при этом пара рото-

ров окажется защемленной между двумя соседними вкладышами. В этом случае происходит:

а) изменение опорных реакций валопровода;

б) ускоренный износ баббита опорных вкладышей;

в) изменение радиальных зазоров в концевых уплотнениях цилиндров;

г) изменение вибрационных характеристик опор, что может привести к появлению повышенной вибрации турбоагрегата.

Основными причинами нарушения нормальной работы систем тепловых расширений принято считать:

• большие силы трения между подошвой корпуса подшипника и фундаментной рамой;

• защемление шпоночного соединения корпус подшипника — продольная шпонка под воздействием поперечных сил.

Сила трения F

тр

(рис. 11.6) между подошвой корпуса подшипника и фундаментной рамой определяется соотношением

тр

= kP

+ F

тр шп

где k — коэффициент трения;

— вертикальные силы, прижимающие корпуса подшипников к фундаментным рамам.

Прижимающая сила Р

имеет следующие составляющие:

• вес ротора и статора

Q, включая вес корпуса подшипника и цилиндра турбины;

• силу трения

тр

шп

, в продольном шпоночном соединении;

• вертикальные составляющие усилий от паропроводов, присоединенных к корпусам турбины.

Силы веса ротора и статора определяются их массами, и они постоянны во времени.

Силы от присоединенных паропроводов возникают вследствие невозможности свободных расширений паропроводов

между корпусом турбины и жестко закрепленными на фундаменте массивными элементами арматуры (например, стопорны-

ми клапанами) или теплообменниками системы регенерации. Силы, действующие на корпус турбины, зависят от взаимного

положения корпусов турбины, арматуры, теплообменников и температуры связывающих их паропроводов, а также правиль-

ности

настройки опорно-подвесной системы трубопроводов. Ввиду этого усилия от паропроводов могут быть различными

при различных режимах работы турбоустановки.

При затрудненных перемещениях корпусов подшипников и кручении ригелей тепловые расширения турбины часто но-

сят скачкообразный характер. Это связано с периодическим преодолением активной силой R силы трения покоя

тр

Кроме повышенных сил трения на подошве корпусов подшипников причиной затрудненных тепловых перемещений

корпусов подшипников является возникновение повышенных сил трения на продольной шпонке в результате заклинивания

и закусывания. Заклинивание в этом шпоночном соединении возникает вследствие приложения к корпусу подшипника по-

перечных усилий, прижимающих его к боковым поверхностям продольных шпонок и не дающих

перемещаться корпусу

вдоль них.

Главными причинами возникновения поперечных усилий считаются [7]:

• возникновение реактивного момента от работы турбины;

• горизонтальные составляющие усилии от паропроводов, присоединенных к корпусам турбины

• неодинаковость тепловых расширений лап корпуса турбины в про-

дольном направлении или неодинаковость тепловых зазоров в поперечных

шпонках лап;

• заклинивание продольного шпоночного соединения в результате за-

грязнения или перекосов в соединении;

• заклинивание шпоночного соединения одной из лап корпуса в резуль-

тате загрязнения или перекосов в соединении.

Возникновение силы от реактивного момента поясняется схемой, пред-

ставленной на рис. 11.7. Вследствие разворота струи пара в каналах сопло-

вого аппарата диафрагмы от осевого направления к окружному на диа-

фрагму будет действовать реактивный момент

, направленный противо-

положно вращению ротора. С отдельных диафрагм крутящие реактивные

моменты передаются на корпус турбины. Их суммарное действие эквива-

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Рис. 11.7. Возникновение усилия на корпусе подшипника от действия

реактивного момента:

1 — вал ротора; 2 — диафрагма; 3 — корпус тур-

бины;

4 — поперечные шпонки лап; 5 — корпус подшипника; 6 — при-

жимная скоба;

7 — продольная шпонка

лентно двум парам сил Р

р.м

, приложенным к лапам корпуса турбины. В результате действия реактивного момента одна из

лап (в данном случае — левая) прижимается к корпусу подшипника, а вторая стремится оторваться от него. Силы, вызван-

ные реактивным моментом, зависят от мощности турбины: с ростом мощности они растут, при этом происходит перераспре-

деление нагрузок на лапы цилиндра

и, как следствие, возникает разность между силами трения в правых и левых консоль-

ных шпонках.

В результате появления неравномерного теплового расширения лап (рис. 11.8, a) одна из них входит в контакт со своей

поперечной шпонкой

4 раньше, чем вторая и, в результате сила F

ос

поворачивает корпус подшипника, прижимая его к боко-

вым поверхностям шпонок, привинченных к фундаментным рамам. Из-за большого плеча силы

ос

контактное давление ока-

зывается очень большим и, как следствие, большой оказывается и сила

тр

, затрудняющая продвижение корпуса подшипни-

ка по фундаментной раме.

Во втором случае (рис. 11.8, 5) заклинивание одной из поперечных шпонок лап приводит к поперечному несимметрич-

ному смещению оси корпуса и выборке зазора в вертикальной шпонке. В результате защемления участка корпуса турбины

между заклиненной лапой и вертикальной шпонкой возникает сила

R, поворачивающая корпус подшипника на фундамент-

ной раме, что и приводит к заклиниванию корпуса подшипников на продольных шпонках.

11.3. СПОСОБЫ НОРМАЛИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ

Все мероприятия по нормализации тепловых расширений паровых турбин можно разделить на две основные группы [77,

100, 104...120]:

— мероприятия по снижению сил трения на подошве корпуса подшипников;

— мероприятия по снижению сил трения на продольной шпонке.

Как отмечено в [7], величина силы трения на подошвах выносных корпусов подшипников зависит от весовой нагрузки,

передаваемой на фундаментную раму через корпус подшипника, и от коэффициента трения на поверхности скольжения кор-

пус подшипника — фундаментная рама. В настоящее время для снижения сил трения обычно выполняют периодическую

ревизию опорных поверхностей, нанесение на поверхности скольжения

различных смазок или установку в узел скольжения

антифрикционных материалов и установку грязезащитных экранов для предотвращения дальнейшего загрязнения поверхно-

стей скольжения.

В нормативных документах [77, 120] рекомендуется наносить на поверхности скольжения спецпасту ВТИ-ЛМЗ, изготав-

ливаемую в условиях станции из дисульфида молибдена и синтетического масла ИВВИОЛЬ-3 (или ОМТИ), взятых в равных

весовых отношениях; предельная температура применения такой спецпасты — 120 °С. Также рекомендована паста АФП-90

(ТУ ВТИ 43.006-90), обладающая более термостабильными свойствами, являющаяся усовершенствованным вариантом

спецпасты

ВТИ-ЛМЗ. При соблюдении требуемых условий работы и пылезащитного экранирования поверхностей скольже-

ния возможна эксплуатация пасты в течение одного межремонтного периода.

Для случаев, когда в процессе эксплуатации турбоагрегата не может быть гарантирован уровень температур фундамент-

ной рамы ниже 100 °С, в работе [77] рекомендуется применять сухой чешуйчатый графит. В заводской технологии монтажа

турбин также предусматривается сохранение расчетных усилий с помощью сухого чешуйчатого графита. Однако, как пока-

зали неоднократные химические анализы проб остатков продуктов износа

, выполненные специалистами ВТИ, графит дает

временный эффект лишь в начальный момент эксплуатации [114]. В последующие 3...5 лет он осыпается, выдувается либо

вымывается сконденсировавшимся паром из концевых уплотнений и маслом системы смазки. При повышенной температуре

происходит образование шлаков, содержащих абразивные включения из оксидов железа, частицы тепловой изоляции и про-

мышленную пыль.

Хорошие результаты по снижению сил трения дает также установка различных композитных материалов на поверхность

скольжения корпуса подшипников.

В последние годы для снижения усилий пары трения корпус подшипника — фундаментная рама широко применяется ме-

таллофторопластовая лента (МФЛ), которая снижает коэффициент трения почти в два раза [77, 101, 104, 111...113]. Метал-

лофторопластовая лента представляет собой композиционный многослойный антифрикционный материал, который состоит:

Рис. 11.9. Установка МФЛ и грязезащитного экрана:

1 — металлофторопластовая лента (МФЛ); 2 — крепежные болты; 3

— крепежная накладка; 4 — фундаментальная рама; 5 — корпус

подшипника; 6 — грязезащитный экран из нержавеющей фольги

___________________________________________________________

— из стальной ленты, покрытой с двух сторон слоем меди или

латуни, толщиной не менее 0,01 мм;

— пористого слоя, из гранул бронзы размером 0,063...0,160 мм,

напеченных на стальную омедненную или латунированную основу;

— слоя из фторопласта с наполнителем MоS

, покрывающего

гранулы бронзы и заполняющего пустоты бронзового слоя.

Лента устанавливается на фундаментные рамы или корпус под-

шипника. Фиксация ленты на фундаментной раме обеспечивается

разностью коэффициентов трения антифрикционной и металличе-

ской сторон ленты. Однако во избежание перемещения ленты ее

концы отгибаются и прикручиваются к торцам фундаментной рамы

болтами через крепежную полосу (рис. 11.9). Аналогично можно

прикрепить МФЛ к корпусу подшипника.

Крепление ленты целесообразно проводить одновременно с кре-

плением грязезащитного экрана, без которого эксплуатация ленты

может быть неэффективной. При качественном экранировании зазо-

ра между корпусом подшипника и фундаментной рамой МФЛ на-

дежно эксплуатируется в течение 1...2 межремонтных периодов.

Одним из основных достоинств использования МФЛ является

возможность ее установки без демонтажа корпуса подшипников. При

этом возникает необходимость корректировки центровки опорных

подшипников и обойм масляных уплотнений на толщину подложен-

ной ленты.

Другим вариантом использования композиционных материалов

является установка на поверхности скольжения корпусов подшипников специально изготовленных плиток, имеющих высо-

кие антифрикционные свойства. Фирма ABB, например, при выполнении работ по нормализации тепловых расширений на

турбине Т-250/300-240 ТМЗ (ст. № 4 Киевской ТЭЦ-5) установила в фундаментные рамы специальные пластины из агломе-

рированной бронзы, а в корпус подшипника

— встречные стальные пластины с полированной рабочей поверхностью. Ана-

логичные триботехнические свойства имеют плитки Jonson, предлагаемые фирмой Siemens [111]. Применение плиток из

композиционных материалов — более трудоемкий и дорогостоящий способ по сравнению с применением МФЛ, однако он

обеспечивает нормальную работу системы тепловых расширений турбины в течение более длительного времени.

Высокие антифрикционные качества и хорошие прочностные характеристики имеют композиционные материалы на ба-

зе кремниевой бронзы [115].

В табл. 11.1 представлены свойства различных антифрикционных материалов, применяемых для уменьшения сил трения

на подошвах корпусов подшипников [111].

Для установки пластин из композиционного материала, так же как для плиток Jonson и плиток ABB из агломерированной

бронзы, требуется выполнение большого объема работ по демонтажу цилиндра и корпусов подшипников и дополнительной

механической обработке фундаментных рам и подошв корпусов подшипников.

В некоторых случаях для нормализации тепловых расширений используются также съемные пластины модульного типа

(рис. 11.10) [77]. Такие пластины, выполненные из чугуна СЧ-20 толщиной 20 мм, размещают под опорными поверхностями

корпусов подшипников. Каждая пластина фиксируется от смещения в осевом направлении поперечной шпонкой и прижима-

ется к фундаментной раме тремя шпильками, которые служат и для

крепления боковых "Г-образных" прижимов. Пластины

имеют резьбовые отверстия под винтовые домкраты для удаления их из-под стула при ремонтных работах. Съемные пласти-

ны позволяют, в случае необходимости (при кратковременных остановах), зачистить поверхности скольжения и заменить

изношенный материал с низким коэффициентом трения. Для этого поочередно приподнимают мостовым краном одну из лап

цилиндра на 0,1...0,2 мм, помогая подъему клиновым домкратом, заведенным в боковой паз под стулом. После этого соот-

ветствующая пластина легко выводится из-под стула с помощью винтового домкрата. Свежая антифрикционная паста нано-

сится после промывки от грязи и остатков старого смазывающего материала.

Таблица 11.1

Основные эксплуатационные свойства композиционных материалов, используемых для узлов трения скольжения

Свойства

Композиционные

материалы [114]

Агломерированные брон-

зы (плитки Jonson и ABB)

Металл офторопласт

очность на сжатие

МПа Свыше 1000 170...200 5

Предел пропорциональности при

сжатии, МПа 300

—

Износостойкость, мм/км 0,01 0,01...0,015 3

Коэффициент термического

асширения

1,1X10-5 1,2X10-5 (1,5...2,1)

10-5

Коэффициент трения скольжения

(с

хое трение) 0,05...0,07 0,15...0,18 0,18

Работа в присутствии масла

Работа в присутствии воды

Работа в присутствии пыли

Допустима

Не допустима