Относительное расширение - ротор
Cтраница 2
 |
Сопоставление фактических и расчетных величин зазоров по ступеням. а - ЦНД-1. б - ЦНД-2. в - ЦНД-3. 1 - расчет. 2 - опытные данные. А1 - осевой зазор. [16] |
Анализ этих данных подтверждает, что результаты расчетов относительных расширений роторов и корпусов этих турбин хорошо согласуются с действительностью, а выбранные на их основе осевые зазоры и предельные показания штатных датчиков близки к оптимальным. [17]
Без знания параметров пара перед ЦВД и ЦСД ( в случае турбины с промежуточным перегревом) невозможно выдержать одно из главных требований безопасности пуска - удержать температурные напряжения в безопасных пределах. Знание температуры поступающего в цилиндры пара позволяет в определенной степени контролировать относительное расширение ротора. [18]
Скорость снижения нагрузки при останове турбоагрегата указывается заводами-изготовителями, исходя из условий недопустимости резкого охлаждения турбины. Разгружая турбину, необходимо постоянно вести наблюдение за температурой фланцев и шпилек, верха и низа цилиндров, а также за величиной относительного расширения роторов. В случае отклонения этих параметров от допустимых величин снижение нагрузки следует приостановить до восстановления их безопасного значения. После разгрузки турбины до холостого хода необходимо прекратить доступ пара в турбину и не позднее чем через 1 - 2 мин генератор отключить из сети. [19]
Относительно важной особенностью современных конструкций паровых турбин являются применение жесткого муфтового соединения между валами, а также отшрание двух роторов на три подшипника. Применение жесткого соединения валов имеет существенное значение для больших трехцилиндровых машин, поскольку применением этого приема сочленения роторов можно достигнуть некоторого положительного решения вопроса относительного расширения роторов и цилиндров. Тем не менее для относительно небольших двухцилиндровых турбин применение подвижных муфт может иметь некоторые преимущества. В этих случаях необходимо применение раздельных упорных подшипников: высокого и низкого давления. [20]
 |
Пример контурной характеристики вибрации подшипника генератора ( стрелками указаны места замеров вертикальной составляющей вибрации. [21] |
В некоторых случаях для установления причин вибрации требуется выполнить раздельный пуск турбины и генератора. Перед пуском турбины без генератора следует разобрать муфту, соединяющую роторы турбины и генератора, и сдвинуть ротор генератора от турбины на такое расстояние, чтобы при максимально возможном относительном расширении ротора турбины между полумуфтами турбины и генератора остался зазор 6 3 - ь5 мм. В данном положении ротор генератора должен быть закреплен временными упорами. Пуск генератора без турбины может быть осуществлен в режиме синхронного электродвигателя от другого турбогенератора. При этом между полумуфтами генератора и турбины должно быть обеспечено такое расстояние, которое гарантирует отсутствие их соприкосновений при случайных осевых колебаниях ротора генератора в пределах зазоров между торцами вкладышей и галтелями вала. [22]
При монтаже и ремонтах турбины ротор в корпусе устанавливают так, чтобы в рабочих условиях, когда эти детали прогреются, между ними были достаточно малые, но исключающие задевания зазоры. Размеры необходимых зазоров сначала рассчитывают при проектировании турбины, а потом уточняют при наладке головного образца турбины. Каждую турбину оборудуют измерителями относительного расширения ротора, и после наладки в инструкцию по эксплуатации заносят значения допустимых относительных удлинений каждого из роторов валопровода по отношению к своему корпусу. В табл. 12.1 приведены эти данные для некоторых турбин ТМЗ. [23]
В современных многоцилиндровых паровых турбинах ТЭС и АЭС используется жесткое соединение роторов. Упорный подшипник, фиксирующий положение вала относительно корпусов цилиндров, обычно располагается между цилиндрами ВД и СД в турбинах ТЭС или между ЦВД и ЦНД в турбинах АЭС. Такое расположение упорного подшипника и турбине позволяет уменьшить относительные расширения роторов и корпусов прежде всего в наиболее экономичных высокотемпературных цилиндрах ВД и СД и абсолютные удлинения валопровода, накапливающиеся вдоль цепочки цилиндров в обе стороны от упорного гребня. [24]
 |
Схема продольных турбины К-300-240 ХТГЗ. [25] |
При пусках турбины из горячего состояния, особенно после стоянки ее в течение 48 - 56 ч ( обычные остановы блоков на субботу и воскресенье), практически всегда ротор ЦВД относительно корпуса бывает укорочен, причем иногда относительное укорочение может достигать предельных значений. Это происходит вследствие более быстрого охлаждения легкого ротора по сравнению с массивным корпусом. В этом случае перед толчком турбины необходимо увеличить значение относительного расширения ротора ЦВЦ. [26]
По окончании прогрева турбина выводится на синхронную частоту вращения, выполняются все необходимые проверки, и генератор турбины включается в сеть. Тут же с помощью синхронизатора прикрывают РК № 5 и РК № 6 ( см. рис. 11.8), оставляя полностью открытыми только первые четыре клапана, и берут начальную нагрузку не менее 15 МВт. К этому моменту за счет форсировки котла температура пара перед цилиндрами достигает 270 - 300 С и начинается интенсивный прогрев турбины. Для удержания относительного расширения ротора в допустимых пределах включается ( момент 5) прогрев фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД. [27]
Градуировка и наладка всего устройства производятся, как правило, в лаборатории завода или на остывшей турбине при температуре, значительно отличающейся от эксплуатационных. Эта температура только в зависимости от времени года может колебаться от 5 до 30 0 С; температура же окружающей среды в условиях эксплуатации часто достигает 70 С и более. Так, например, датчик относительного расширения ротора ЦНД турбины К-150-130 в рабочем состоянии находится при температуре 100 - 110 С. Такое большое отличие по температуре при градуировке и эксплуатации может привести к заметным погрешностям в показаниях приборов. [28]
При быстром повышении температуры пара ротор турбины нагревается быстрее, чем корпус, поскольку его масса меньше, а поверхность и интенсивность теплообмена с паром значительно больше. Поэтому ротор расширяется быстрее статора, и это вызывает опасность осевых задеваний в проточной части. При подаче в турбину пара с температурой более низкой, чем температура ее деталей, происходит сокращение ротора относительно статора. Это явление еще более опасно, чем относительное расширение ротора, поскольку осевые зазоры между рабочим диском и предшествующей по ходу пара диафрагмой всегда меньше, чем между диском и стоящей за ним диафрагмой. [29]
Значительное увеличение А / в стенке цилиндра происходит при пуске турбины с сырой изоляцией. Поэтому применение мастичной изоляции, накладываемой в сыром виде и подлежащей просушке за счет тепла уже работающей турбины, совершенно недопустимо для турбин; высоких параметров. Большой расход тепла на испарение содержащейся в мастике воды задерживает нагрев стенох, вызывает большой перепад температур в них и и значительные напряжения. Процесс прогрева сильно затягивается, сопровождается изгибом цилиндра, большим относительным расширением ротора и цилиндра. [30]
Страницы: 1 2