Искривление ротора паровой турбины что это

Искривление ротора паровой турбины что это

Вибрация турбоагрегата — это вынужденные колебания, которые чаще всего бывают вызваны одновременным действием нескольких возмущающих сил разной частоты и носят полигармонический характер. При этом большинство возмущающих сил, возникающих в турбине и вызывающих колебания роторов, кратны частоте вращения валопровода. Под вибрацией турбоагрегата принято понимать колебания системы, состоящей из собственно турбоагрегата, его фундамента и основания, на котором установлен фундамент. Источником колебаний является валопровод, который через вкладыши и корпуса подшипников возбуждает вибрацию верхней фундаментной плиты, колонн и нижней фундаментной плиты.

Причины возникновения

Вибрация оборотной частоты возбуждается обычно центробежной силой в случае, когда центры тяжести отдельных сечений ротора не совпадают с линией, вокруг которой происходит его вращение. Существует две основных причины такого несовпадения:

1. Несовпадение линии центров тяжести отдельных сечений с линией геометрических центров этих же сечений из-за наличия неуравновешенной массы.

2. Смещение отдельных сечений относительно оси вращения.

Неуравновешенность ротора (дисбаланс) в процессе ремонта может возникнуть при замене лопаток, бандажей и других деталей. В процессе эксплуатации дисбаланс возникает чаще всего из-за поломки лопаток и бандажных связей, а также отложения солей в проточной части.

Смещение отдельных сечений относительно оси вращения происходит при прогибе вала, нарушении контакта сопрягаемых поверхностей вала и насадных деталей (нарушения посадки деталей), при дефектах соединения роторов, возникших при сборке валопровода.

Вибрация низкой частоты возникает в случае потери устойчивости вращения вала на масляной пленке подшипников и имеет характер автоколебаний. Случайно возникшие отклонения вала от положения устойчивого равновесия сопровождаются возникновением сил, которые поддерживают эти колебания и усиливают их даже после исчезновения силы, вызвавшей первоначальное отклонение.

У турбоагрегатов преобладает низкочастотная вибрация с половинной оборотной частотой (25 Гц), иногда встречаются частоты, совпадающие с первой критической частотой вала, а также более низкие частоты.

Основная причина возникновения низкочастотной вибрации (НЧВ) — потеря динамической устойчивости вращения ротора из-за действия циркуляционных сил в смазочном слое подшипника или в потоке пара. В соответствии с этим, НЧВ подразделяют на «масляную» и «паровую».

Источником «масляной» НЧВ являются циркуляционные силы в масляном слое подшипника, вызывающие прецессию вала с частотой, равной половине его частоты вращения. Циркуляционные силы в масляном слое подшипника возникают при некоторых дефектах расточки вкладыша или нарушении центровки опор.

Источником «паровой» НЧВ являются газодинамические циркуляционные силы, действующие в проточной части турбины.

Венцовые циркуляционные силы возникают на венце рабочих лопаток из-за неравномерности по окружности надбандажной утечки пара, вследствие неодинакового по окружности радиального зазора.

Бандажные силы возникают в зоне надбандажных уплотнений вследствие появления окружной неравномерности поля давления вдоль окружности бандажа из-за смещения ротора.

Циркуляционные силы в уплотнениях чаще всего возникают в уплотнениях первых ступеней и в промежуточном уплотнении цилиндров, имеющих поворот потока пара, из-за нарушения симметрии окружного течения пара при смещении ротора.

Силы, возбуждающие «паровую» НЧВ, возникают обычно при неравномерных зазорах в уплотнениях и нарушениях центровки проточной части.

Вибрация высокой частоты возбуждается обычно силами, возникающими на роторе генератора; при этом под высокочастотной вибрацией понимают вибрацию, вдвое превышающую частоту вращения (двойную оборотную).

Основными причинами возникновения колебаний ротора генератора с двойной частотой вращения являются:

— наличие изгибной анизотропии ротора (неодинаковая жесткость в двух взаимно перпендикулярных плоскостях из-за конструктивного выполнения двухполюсного ротора);

— электромагнитные силы, возникающие при расцентровке ротора в расточке статора;

— эллиптичность (овальность) шеек роторов.

Кроме того, двойная оборотная вибрация может возникать из-за отсутствия натяга в опорных подшипниках в поперечной плоскости, а также из-за несоосности при сборке роторов с жесткими полумуфтами в валопровод; при этом вибрация, как правило, проявляется на опорах, ближайших к муфте, собранной с дефектом.

В ряде случаев возникает высокочастотная вибрация с частотами 3-й, 4-й и более высоких кратностей. Силы, возбуждающие такую вибрацию, возникают при наличии задеваний в проточной части турбины или дефектов упорных подшипников.

Основные дефекты, влияющие на изменение вибрационного состояния турбины

Дисбаланс ротора является наиболее распространенной причиной повышенной вибрации. Дисбаланс возникает в процессе эксплуатации и ремонта турбин из-за поломок рабочих лопаток и бандажных связей, отложения солей и эрозионного износа лопаток, попадания масла в осевой канал ротора, некачественной балансировки и ряда других причин.

Прогиб ротора представляет собой искривление его геометрической оси. Прогиб может быть двух типов: остаточный не зависящий от нагрузки и теплового состояния турбины, и тепловой, возникающий на определенных режимах работы турбины.

Остаточный прогиб ротора — явление необратимое и возникает чаще всего вследствие задеваний ротора о статор, заброса воды в проточную часть, нарушения режима прогрева или охлаждения турбины. Устранить остаточный прогиб можно только методами правки.

Тепловой прогиб ротора вызывается ассиметрией температурного поля в роторе, неоднородностью свойств материала или его тепловой нестабильностью. Тепловой прогиб может возникнуть при отсутствии (или недостаточности величины) аксиальных тепловых зазоров между насадными деталями. Величина прогиба изменяется в зависимости от теплового состояния турбины.

Увеличение уровня вибрации при этом вызывает механический дисбаланс, созданный смещением масс ротора относительно оси вращения при прогибе.

Нарушение геометрии шеек ротора может проявляться в виде конусности, «бочкообразности» либо «корсетности» шеек, а также в виде некруглости (эллипсности, треугольности) шейки. На вибрационном состоянии турбоагрегата отражается, в основном, только некруглость шеек.

Некруглость наиболее часто наблюдается в виде эллипсности шеек, которая представляет собой разность в размерах между максимальным диаметром шейки и диаметром шейки в перпендикулярном направлении. При наличии эллипсности шейки наблюдается бой поверхности шейки относительно ее геометрической оси, при этом возникает колебательное движение центра шейки, что вызывает колебания всего ротора. За один оборот ротора центр шейки совершает два полных колебания. Следовательно, эллипсность шеек возбуждает вибрацию с двойной оборотной частотой.

В ряде случаев причинами возникновения вибрации являются дефекты баббита: подплавление, выкрашивание, отслаивание баббитовой заливки, а также износ баббита, приводящий к увеличению зазоров в подшипниках. Возникновение этих дефектов и вызванное ими ухудшение вибросостояния турбоагрегата происходит, как правило, в течение длительного периода времени.

Неудовлетворительное состояние упорного подшипника: износ или плохая сборка упорного подшипника приводят к постепенному, в течение длительного времени, ухудшению вибросостояния турбоагрегата.

Дефекты сопряжения муфт вызывают дисбаланс за счет смещения осей центров масс и смещение осей поверхности шеек относительно оси вращения.

Расцентровка опор — нарушение центровки, состоящее в отклонении осей подшипников от положения, при котором оси опирающихся на них роторов с разъединенными муфтами совпадают. Расцентровка опор возникает в процессе эксплуатации из-за тепловых деформаций фундамента и опор, износа опорных подшипников, а также под действием вакуума в конденсаторе. Расцентровка приводит к изменению опорных реакций и перераспределению нагрузок между опорами турбоагрегата. Предельным случаем является полная разгрузка одного из подшипников. Вибрационное состояние турбоагрегата при расцентровке зависит от многих факторов и имеет малоповторимый характер. Расцентровка может возникать только на некоторых режимах, а также иметь сезонный характер.

Задевания в проточной части элементов ротора о детали статора происходят из-за недостаточной величины зазоров в проточной части, появления прогиба ротора (например, при забросе воды) и по ряду других причин. При задеваниях может также возникать прогиб вала в местах контакта со статорными деталями.

Вибрация турбоагрегата носит нестабильный характер, изменяется от пуска к пуску и в зависимости от причины задеваний может быть различной — в некоторых случаях вибрация устойчивая и медленно нарастает, в других — изменение вибрации происходит скачкообразно.

При возникновении стесненности тепловых расширений цилиндров абсолютное расширение цилиндра не изменяется или изменяется скачками, часто наблюдается изменение уклона корпуса подшипника. При этом происходит изменение вибрационного состояния турбоагрегата вследствие изменений центровки проточной части и возникновения расцентровок опор.

Ослабление соединений опор и фундамента происходит за счет ослабления резьбовых соединений, разрушения элементов фундамента, дефектов крепления фундаментных рам, а также за счет влияния трубопроводов. При нарушении плотности соединения элементов опоры происходят изменения вибрационного состояния турбоагрегата.

Трещины в роторах возникают достаточно редко, но их появление может привести к тяжелым последствиям. В связи с этим в объемах ремонта турбин, отработавших парковый ресурс, предусмотрены специальные мероприятия, например осмотр осевого канала ротора. Развитие трещины — длительный процесс, который сопровождается изменением вибрационного состояния турбины.

Операции

В процессе ремонта необходимо выполнить следующие технологические операции:

• восстановление или замену поврежденных деталей роторов и опорной системы;

• центровку роторов по полумуфтам с учетом ее изменений в процессе эксплуатации турбоагрегата;

• обеспечение нормальных зазоров по уплотнениям роторов и в других местах между ротором и статором с целью исключения задеваний и автоколебательных процессов;

• контроль и восстановление формы расточки вкладышей подшипников;

• компенсацию методами балансировки неуравновешенностей, привнесенных в процессе ремонта роторов;

• балансировку роторов, на которых возник дисбаланс в процессе эксплуатации (эрозионный износ, релаксационный прогиб);

• исключение дефектов сопряжения жестких муфт (коленчатости и излома оси, отклонений торцов полумуфт от плоскости);

• восстановление или замену деталей подвижных муфт;

• обеспечение нормальных натягов и зазоров по всем насадным деталям роторов как в радиальном, так и в осевом направлениях;

• обеспечение нормальных натягов и зазоров по подшипникам и другим деталям опорной системы;

• правку и (или) балансировку вала при наличии остаточного прогиба;

• обеспечение чистоты и плотности внутренней полости (центрального отверстия) ротора;

• выполнение мероприятий по нормализации тепловых перемещений (расширений) подвижных корпусов турбин.

Источник

Проворачиванием ротора турбины предупреждается его искривление от неравномерного прогрева или охлаждения.

1.2.16. Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД и ЦСД.

2. Критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы турбоустановки

Пуск турбины запрещается в случаях:

— отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

— неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

— дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

— неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их автоматического включения (АВР)

— отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла, ниже установленного заводом-изготовителем предела;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

С момента пуска оборудования необходимо внимательно следить за показаниями измерительных приборов, обращая особое внимание на следующие показатели:

— искривление ротора турбины

Величина размера колебаний стрелки указателя искривления вала не должна превышать 0,05 мм-перед подачей пара в турбину при вращении ротора валоповоротным устройством. Если эта величина превышает 0,05 мм, повышать обороты ротора запрещается.

Прибор ИП-6 служащий для измерения величины искривления ротора имеет два положения тумблера «Биение» и «Зазор».

В режиме «Биение» показания прибора должны соответствовать показаниям часового индикатора измеряющего биение контрольной поверхности ротора, с приведенной погрешностью не более + 4%.

Если ротор поворачивается со скоростью менее 6 об/мин (работа на ВПУ), то измерения должны проводиться в режиме «Зазора. Биение определяют, как разность между максимальным и минимальным показаниями прибора, умноженными на пять, (если нужно определить искривление, то еще разделить пополам).

При вращении ротора ВПУ проверить величину искривления ротора специальным приспособлением с индикатором. Место, по которому производится касание индикатора не должно иметь биение выше 0,05 мм при холодном роторе;

0,2 мм- максимально допустимое отклонение стрелки прибора при увеличении частоты вращения ротора.

Если в указанных диапазонах величина искривления ротора достигает указанных значений, турбину следует немедленно остановить, вращение ротора перевести на ВПУ.

Повторный пуск разрешается лишь после устранения причин, вызвавших повышенное искривление и полного выпрямления ротора;

— вибрация подшипников турбины.

При повышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

Стационарные паротурбинные агрегаты работают как в неустановившемся, так и в установившемся режиме. Под установившимся (стационарным) режимом следует понимать режим, при котором контролируемые параметры сохраняют при данной нагрузке постоянные значения, а значения прочих параметров режима не выходят при этом за регламентированные пределы.

Оценка вибрационного состояния на пригодность к длительной эксплуатации в соответствии с требованиями ГОСТ 25364-88 производится именно в установившемся режиме на основании показаний штатной аппаратуры вибрационного контроля. В случае превышения вибрацией нормативной величины среднеквадратичной виброскорости 4,5 мм/с следует принимать меры в соответствии с требованиями ПТЭ (издание 15-е).

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

О причинах прогиба роторов турбин (на примере правки ротора высокого давления паровой турбины типа ПТ-80/100 Ростовской ТЭЦ-2)

В октябре 2017 года нашими специалистами был выполнена правка ротора высокого давления паровой турбины типа ПТ-80/100 Ростовской ТЭЦ-2, получившего остаточные искривление в результате пусковых операций. Правка, динамическая балансировка на станке и двукратный контроль металла ротора и осевого канала были выполнены в рекордно короткие сроки – за две недели.

Для нас этот ротор был особенно интересен тем, что мы его правим второй раз. Первый раз он прошёл через печь в апреле 2016 года, после чего без проблем отработал вплоть до последнего капитального ремонта, на пуске после которого, получил многочисленные задевания и прогиб. Некоторые наши потенциальные заказчики имеют опасения по поводу надёжности технологии правки методом релаксации внутренних напряжений, в частности беспокоит их вопрос не вернётся ли со временем ось ротора в прежнее «кривое» положение, говорят про некую «память металла».

Индицирование данного ротора показало:

1) точки максимального боя в 2016 и 2017 годах приходятся на разные места по длине ротора;

2) кривые прогиба лежат в разных плоскостях (не совпадают фазы биений);

3) формы кривых прогиба не идентичны.

Данный случай убедительно показывает, что если даже и существует «память металла», то для получения нового прогиба она не имеет какого-либо ощутимого значения. С практической точки зрения имеют значение задевания ротора о статор. Основные причины задеваний: проблемы с расширением турбины, заброс воды в проточную часть, разница температур верх-низ, неоправданно маленькие зазоры в уплотнениях, и т.п. – все эти причины не новы и широко освещены во многих источниках.

Надо понимать, что остаточный (необратимый без посторонней помощи) прогиб возникает при условии, что напряжения в наружных слоях металла вала превысят предел текучести и волокна пластически деформируются. Для этого требуется определённое количество теплоты, выделяющейся при трении ротора о статор. Что, в свою очередь, напрямую зависит от времени такого контакта. Чем меньше длятся задевания, тем больше вероятность благополучного исхода.

Резюме: Несмотря на то, что не всё до конца известно о природе прогиба роторов и на то, что, несомненно, существуют типы роторов более склонные к искривлениям, в подавляющем большинстве случаев проблема гнутых роторов имеет эксплуатационный и ремонтный характер.

Специалист по правке роторов, гл. инженер ЗАО «Турбинист» Шилехин Е.В.

Источник

— тщательно прослушать турбину на выбеге и зафиксировать время выбега;

— проверить температуру колодок упорного подшипника, осевой сдвиг и относительное положение роторов, искривление ротора.

29. ОСЕВОЙ СДВИГ РОТОРА ТУРБИНЫ

А) ПРИЗНАКАМИ этой а.с. являются:

— повышение температуры масла на сливе с колодок и баббита колодок упорного подшипника;

— задевания в проточной части, уплотнениях турбины;

Б) ПРИЧИНАМИ этой а.с. могут быть:

— попадание воды в турбину (см. Ш. 27);

— занос солями проточной части турбины;

— плохое качество баббитовой заливки колодок упорного подшипника турбины;

— резкий наброс нагрузки на турбину или работа с перегрузкой.

В) ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА

При обнаружении постепенного увеличения осевого сдвига ротора турбины:

— усилить наблюдения за осевым положением роторов и за температурой масла на сливе с колодок и температурой баббита колодок упорного подшипника турбины;

— осмотреть и периодически прослушивать турбину, особенно в части концевых уплотнений;

— следить за расходом свежего пара и его параметрами, за давлением пара в камере регулирующей ступени и за давлением до и после промперегрева, не допуская паровой перегрузки турбины.

— убедиться в исправности приборов осевого сдвига ротора;

— прослушать турбину и убедиться в отсутствии посторонних звуков и вибрации;

— сообщить главному инженеру.

— тщательно контролировать температуру масла на сливе с колодок и температуру баббита колодок упорного подшипника турбины.

При величине осевого сдвига ротора 0,7 мм в сторону генератора или 1,5 мм в сторону переднего подшипника разгрузить турбину до уменьшения осевого сдвига.

Если же увеличение осевого сдвига сопровождается появлением ненормальных шумов в турбине, вибрацией, ростом температуры масла на сливе с колодок или температур баббита колодок упорного подшипника, отключить турбину и блок.

При увеличении осевого сдвига ротора до 1,2 мм в сторону генератора или 1,7 мм в сторону переднего подшипника турбина и блок отключаются защитой со срывом вакуума. Проверить срабатывание защиты и выполнение операций по останову блока по п.3. Если защита не сработала, оперативному персоналу выполнить эти операции немедленно.

Прослушать турбину при выбеге ротора и зафиксировать время выбега. Проверить температуру колодок упорного подшипника, осевой сдвиг и относительное положение роторов, искривление ротора, при включении ВПУ проверить его токовую нагрузку.

Пуск разрешается только после вскрытия и осмотра упорного подшипника.

30. СНИЖЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ МАСЛА В СИСТЕМЕ СМАЗКИ ТУРБИНЫ

А) ПРИЗНАКАМИ этой а.с. могут быть:

— показания щитовых приборов;

— уменьшение слива с подшипников;

— повышение температуры масла на сливе с подшипников;

— включение маслонасосов от АВР.

Б) ПРИЧИНАМИ этой а.с. могут быть:

— аварийное понижение уровня в маслобаке турбины;

— наличие пропуска обратного клапана маслонасоса, стоящего в резерве;

— неисправность инжекторов маслосистемы турбины;

— неисправность главного масляного насоса;

— разрыв напорного маслопровода.

В) ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА:

При снижении давления масла в системе смазки турбины до 0,8 кгс/см 2 :

— проверить отсутствие утечек масла из маслосистемы;

— проверить положение задвижек по маслу на включенных в работу маслоохладителях;

— проверить плотность обратных клапанов маслонасосов, стоящих в резерве;

— убедиться в исправности инжекторов маслосистемы;

— убедиться в отсутствии шума и треска в главном масляном насосе.

При снижении и давления масла в системе смазки турбины до 0,3 кгс/см 2 защита включает аварийный маслонасос смазки с электродвигателем постоянного тока. Если защита не сработала, персоналу немедленно выполнить эту операцию вручную.

Если восстановить давление масла в системе смазки турбины до величины более 0,3 кгс/см 2 не удается, то через три секунды защита отключает турбину и блок со срывом вакуума. Если защита не сработала, то отключить блок аварийно. Проверить выполнение операций по п.3.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Прогиб ротора турбины

При нормальной работе ТГ прогиб ротора не превышает 0.01 мм и практически не контролируется. Контроль прогиба осуществляется перед толчком турбины в обязательном порядке. Прогиб не должен превышать 0.04 мм, в противном случае возникает повышенная вибрация, не позволяющая вывести ротор ТГ на номинальное число оборотов. Недопустимый прогиб ротора при повседневной эксплуатации может возникнуть из-за несимметричного его прогрева или охлаждения, поэтому особый контроль ведут в режиме пуска и останова.

Для предотвращения недопустимого прогиба ротора персонал обязан соблюдать:

— Операции по подготовке турбины к пуску начинают с включения маслосистемы и включения валоповоротного устройства, при этом ВПУ включается при температуре масла не ниже 35 .

— До момента включения ВПУ запрещается подача пара на концевые уплотнения турбины, а при отсутствии вакуума в конденсаторе не допускается сброс в него низкотемпературных потоков пара и воды.

— После останова турбины ротор проворачивается валоповоротным устройством непрерывно в течение, как минимум, 8 часов, далее в зависимости от теплового состояния турбины ротор периодически поворачивают строго по времени и на 180 градусов. Окончательное отключение ВПУ осуществляют на холодной турбине при температуре металла ЦВД ниже (150 160) . При этом моменты включения и отключения ВПУ фиксируются в оперативной документации.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник