Критична частота обертання ротора

При визначеній частоті обертання ротора турбін стають нестійкими, починають коливатись з амплітудами, які дають значні прогини. Частота обертання, при якій амплітуда коливань ротора максимальна, називається критичною. Робота турбін при критичній частоті обертання або частоті, яка близька до критичної, проходить при різкому збільшенні вібрації. При цьому можливі зачіплювання ротора за статор турбіни, вихід з ладу підшипників, ущільнень і навіть руйнування ротора.

Критична частота обертання співпадає з власною частотою коливань ротора, що обертається. Явище резонансу наступає при спів падінні частоти обертання ротора та частоти його власних коливань вигинання. Коливання вигинання виникають під дією періодичних збуджуючих сил, які зумовлені неповною урівноваженістю ротора. Критична частота обертання ротора може виникати і при ідеально збалансованому роторі. В такому випадку при критичній частоті обертання має місце динамічна нестійкість ротора, що обертається.

Робоча частота обертання може бути нижче або вище критичної частоти n_1кр^кр. Якщоробоча частота обертання n_р < n_1кр, то ротор називається жорстким. Жорсткі ротори при підвищенні частоти обертання від початкової до робочої не проходять через критичну зону (зону високих амплітуд). При n_р > n_1кр ротор називається гнучким, тобто при пуску турбіни він проходить через критичну зону.

Критичні частоти валопроводу паротурбінного агрегату не повинен знаходитись в області частот обертання близько 25, 50, 100 с^-1. Область частоти обертання близько 25 с^-1 відповідає можливому появленню "масляної" вібрації, яка викликає прецесію з частотою 0,5 n_р . Попадання значення n_кр в область робочої частоти обертання (50 с^-1) означає резонанс з робочою частотою. Знаходження n_кр в області подвійної робочої частоти (100 с^-1) небезпечно виникненням резонансу з імпульсами, які викликані нерівно жорсткістю перерізів валопроводу.

 

2.4.5 З'ЄДНУВАЛЬНІ МУФТИ

З’єднувальні муфти призначені для з'єднання роторів та передачі крутного моменту. По конструкції поділяються на жорсткі, напівгнучкі, гнучкі.

Жорсткі муфти (рисунок 2.4.2) – виготовляють заодно з валом ротору у вигляді фланця, або у вигляді насаджених на кінці роторів напівмуфт. Жорстка муфта має болтовий зв'язок з розгорткою отворів під болти при з’єднаному положенні напівмуфт. З’єднувальні болти виготовляються зі щільним насадженням по всій довжині, такі болти називаються призонними. При такій конструкції болти працюють тільки на зріз.

Жорстка муфта дає можливість встановлювати кінці роторів, що з’єднуються не в двох, а в одному підшипнику. Такі муфти прості у виготовленні, надійні в експлуатації та можуть передавати значний крутний момент. Жорсткі муфти різних типів зазвичай використовуються в потужних багатоциліндрових турбінах.

Напівгнучкі з’єднувальні муфти виконуються з однією (рисунок 2.4.3, а) та двома (рисунок 2.4.3, б) хвилями компенсатора. Компенсатор є вставною ланкою між напівмуфтами роторів, що з’єднуються, до яких вона приболчується за допомогою при зонних болтів. Для скорочення розмірів в осьовому направленні напівмуфти насаджується фланцями всередину, що дає можливість решті частини напівмуфти розташуватись всередині компенсатора.

Застосування лінзових компенсаторів дозволяє припускати деякий злом та зміщення осей роторів без додаткових напружень в них та перерозподілу навантажень між підшипниками. Наявність у валопроводі багатоциліндрової турбіни напівгнучких муфт дозволяє компенсувати можливі осадження фундаментів паротурбінного агрегату, тощо. Якщо ротори валопроводу з'єднати тільки жорсткими муфтами, то такий валопровід буде працювати як єдиний ротор, оскільки жорсткість з’єднувальних частин не відрізняється від жорсткості валів.У такого валопроводу будь які переміщення підшипникових опор приводять до перерозподілу його реакцій між підшипниками та викликають напруження вигину в роторах. Зменшення навантаження на підшипник може призвести до порушення стабільності роботи шійки ротора на масляній плівці та викликати низькочастотну вібрацію. При наявності у валопроводі лінзових компенсаторів зміна реакцій валопроводу не відбувається та умови роботи окремих роторів залишаються попередніми. В самому компенсаторі відбувається

 

Рисунок 2.4.2 – Жорсткі муфти:

а – насадна; б – фланцева; в – з центруючою шайбою

 

Рисунок 2.4.3 – Навпіл гнучкі муфти:

а - з однією хвилею компенсатора;

б – з двома хвилями компенсатора

Центруюча шайба

збільшення напруження вигину, значення якого буде залежати від злому та зміщення осей ротора.

Крутний момент на жорстких та напівгнучких муфтах передається за рахунок тертя між їх фланцями, яка утворюється від зусилля затягування болтів. При передачі крутного моменту болти працюють на розтягнення. На зріз болти працюють при короткому замиканні на генераторі, коли на ротор генератора діє гальмуючий електромагнітний момент, що перевищує номінальний в 6 разів.

Гнучкі муфти мають різну конструкцію (зубчасті, пружинні, кулачкові). Їх використовування дозволяє припускати деякі відносні зміщення роторів в осьовому та радіальному направленні, а також злом осей (кутове зміщення).

Зубчаста муфта (рисунок 2.4.4.) складається з двох навпіл муфт 1, які насаджені на кінці валів з натягом. Навпіл муфти на периферичній поверхні мають зубці евольвентної форми. Обидві навпіл муфти охвачуються коронкою (обоймою) 4. передача крутного моменту від однієї навпіл муфти до іншої здійснюється через зубчасте зачіплювання, яке може надійно працювати лише в масляній ванні. Масло подається з сусіднього з муфтою підшипника до кільцевих масло збірників 2, звідки під дією відцентрованих сил по каналах 3 надходить на зубці.

 

2.4.6 ВАЛОПОВОРОТНІ ПРИСТРОЇ

Рисунок 2.4.4 – Зубчаста муфта

Валоповоротні пристрої (ВПУ) призначені для обертання системи роторів паротурбінного агрегату після його зупинки або перед пуском в роботу. Пристрої призначені для повільного постійного обертання протягом декількох годин або періодичного повороту через визначений час на 180 ⁰ ротора турбіни. ВПУ зазвичай розташовуються на кришці картера підшипників між ЦНТ та генератором. На рисунку 2.4.5 зображено ВПУ, яке широко застосовується в парових турбінах вітчизняного виробництва.

Сумарний зазор по обидва боки 3-4мм

Принцип роботи ВПУ: ротор обертається за допомогою електродвигуна 6 через знижуючий редуктор з черв'ячною передачею та зубчастими парами. Ротор електродвигуна 6 пов'язаний з черв'яком 7 через еластичну муфту. Черв'ячне колесо 8,9 насаджено на проміжний валик 3, вздовж якого по спеціальній шлицевій гвинтовій нарізці може пересуватись ведуча шестерня 4. При зачіплюванні шестерень 4,2 шестерня 4 спирається на бортик. В розціпленому стані шестерня 4 займає крайнє ліве положення. При розчіплюванні шестерень 2,4 (остання насаджена на навпіл муфту 1) ротор обертається від двигуна 6.

Включення ВПУ в роботу може здійснюватись дистанційно або вручну. З цією метою звільнюється спеціальна защіпка, яка утримує ведучу шестерню 4 в крайньому лівому положенні. Переміщенням важеля 5 (дистанційно сервомотором) повертають вал 10, який має зв'язок з шестернею 4 через вилку 11, та підводять шестерню 4 до гвинтової нарізки валика 3. Спів падіння шлицевих пазів шестерні 4 з гвинтовою нарізкою валика добиваються обертанням черв'яка 7 маховиком 12, після чого і переміщають важелем 5 шестерню 4 по валу 3 до упора в бортик. В момент зачіплювання шестерні 4 з колесом 2 важіль 5 натисне кінцевий вимикач та увімкне електродвигун 6.

Відключення ВПУ відбувається після штовхання ротора парою за рахунок зміни осьового зусилля, яке діє на шестерню 4. Шестерня 4 при виході з зачеплення потягне за собою важіль 5, який вийде з контакту з кінцевим вимикачем та відключить електродвигун (частота ВПУ – 4,5 хв^-1).

Сучасні турбіни мають ВПУ з частотою 30 хв^-1. Це пов’язано з необхідністю підвищення надійності роботи підшипників потужних турбін, які мають важкі ротори. Швидкісні ВПУ застосовуються разом з пристроями гідростатичного піднімання ротора. Гідравлічне піднімання забезпечує "спливання" роторів на масляній плівці на 0,04-0,06 мм та різко знижує потужність, яка необхідна для обертання валопроводу.

Принцип роботи системи гідравлічного піднімання роторів складається в підведенні масла до отворів в нижній половині вкладиша підшипника під шійку ротора. Тиск та витрата масла в підшипник повинні забезпечувати силу підйому для "спливання" нерухомого ротора та створити суцільну масляну плівку на малій частоті обертів. Масло до системи гідропідйому подається з системи змащування від спеціальних насосів високого тиску.

Рисунок 2.4.5 – Валоповоротний пристрій

КОНТРОЛЬНІ ПИТАННЯ ДО ТЕМИ 2.4:

1. Конструкція цільнокованого ротора;

2. Призначення центрального отвору ротора;

3. Область застосування цільнокованого ротора;

4. Конструкція ротора з насадними дисками;

5. Конструкція комбінованого ротора;

6. Конструктивні особливості роторів звареного типу;

7. Конструктивні особливості зболчених фланцевих роторів;

8. Умови роботи роторів;

9. Явища, які виникають під час роботи роторів;

10. Міцність робочих лопаток;

11. Поняття критичної частоти обертання ротора;

12. Явище резонансу;

13. Явище коливання вигинання;

14. Поняття жорсткого ротора;

15. Поняття критичної зони;

16. Поняття гнучкого ротора;

17. Процес утворення масляної вібрації;

18. Призначення та конструкція жорсткої муфти;

19. Призначення та конструкція навпілгнучкої муфти;

20. Призначення та конструкція зубчастої муфти;

21. Призначення та сфера застосування валоповоротних пристроїв;

22. Принцип роботи валоповоротних пристроїв;

23. Система гідравлічного піднімання роторів.

 

 

ТЕМА 2.5 ФУНДАМЕНТИ ТУРБІН

2.5.1 КОНСТРУКЦІЯ ФУНДАМЕНТІВ

2.5.2 ХАРАКТЕРИСТИКИ ФУНДАМЕНТІВ

2.5.1 КОНСТРУКЦІЯ ФУНДАМЕНТІВ

Паротурбінний агрегат розміщується на спеціальній споруді – фундаменті. Фундамент (рисунок 2.5.1) складається з верхньої 1 та нижньої 3 плит, зв’язаних вертикальними колонами 2. Верхня плита складається з продольних та поперечних балок 4, які служать для встановлення на ній турбоагрегату.

Фундаменти під паротурбінні агрегати споруджуються пристосуваннями для встановлення фундаментних рам (6,7 – переднього та середнього підшипників, 8,10,11 – опор конденсатора, ЦНТ та генератора відповідно, 12 – апарату щіткоутримувачів). Фундаментні рами мають пази для продольних 5 та поперечних 9 шпонок створює фікс-пункт турбіни, який відповідає за теплові розширення елементів статора турбіни.

Нижня плита фундаменту 3 – потужна бетонна конструкція, яка перешкоджає неоднаковому осадженню окремих колон і відповідно, нерівномірному зміщенню опор турбогенератора.

Зростання потужності та розвинення технологічного компонування потребують визволення простору під турбіною й генератором, починаючи з турбогенераторів потужністю 12 МВт і вище, фундаменти стали виконувати рамні.

Перші рамні фундаменти були масивними з елементами, переріз яких вибирали за конструктивними міркуваннями. Потім по мірі зростання потужностей рамні фундаменти ставали все більш гнучкими за рахунок зменшення перерізу елементів.

На даному етапі використовують два види фундаментів для турбоагрегатів:

1 - Просторий рамний каркас, який спирається на природну основу через масивну залізобетонну плиту, яку можна роздивитись,як жорстке закладення для стійок. Верхні поперечні і продольні балки, як правило, виконують жорсткими, щоб забезпечити для турбоагрегатів мало стискаючі основи.

Стійки можуть бути жорсткими або гнучкими, при чому перша схема виконується тільки в бетоні, а друга – як у бетоні так і в металі.

Фундамент як правило, складається з ряда одно -, двох - або трьох пролітних рам, які виготовлені по щільній або не щільній схемі. Такі фундаменти, споруджені для турбоагрегатів потужністю від 100 до 800 МВт.

2 - Фундаменти, відрізняються від попереднього виду тим, що мають нижній балковий ройверк, який може щільно заставляти тільки гнучкі стійки. В таких фундаментах при несприятливих ґрунтових умовах може виникнути нерівномірне статичне і динамічне осаджування й деформація елементів ройверка і всього фундаменту в цілому.

Переріз ригелів може бути як прямокутний, так і тавровий або двотавровий. Окремі ригелі іноді виконують із скосами для пропускання елементів технологічного обладнання.

Ділянка підлоги в межах фундаменту під турбоагрегат відокремлюється від інших ділянок відмітки обслуговування деформаційними швами, які призначені для запобігання розповсюдженню вібрацій. Найбільш напруженими точками фундаменту є середина прольотів навантажених ригелів, вузли з'єднання ригелів та колон, а також колон та нижніх плит.

Також використовуються металеві фундаменти.

Переваги металевих фундаментів:

Ø мінімальні розміри перерізів та максимальне вивільнення корисного об’єму для розташування устаткування;

Ø виготовлення фундаменту крупними блоками, що скорочує строки та працемісткість будівництва;

Ø конструювання низько набудованих фундаментів – власні частоти основного тону та ще декількох низьких тонів конструкцій є найменшими, ніж робоча частота обертання турбоагрегату. Це забезпечує плавну роботу системи турбоагрегат-основа;

Ø налаштування (зміна) власних частот та рихтування готової конструкції без великих капіталовитрат;

Ø кріплення обладнання та трубопроводів в будь-якому місці без закладних деталей;

Ø радикальне уточнення динамічного розрахунку конструкцій.

 

 

Рисунок 2.5.1 – Фундамент турбоагрегату

 

Основні типи металевих фундаментів:

Ø тип А – мостова конструкція з будівлі з прольотами у вигляді металевої просторової рами. Передача тиску на основу передбачена через два незв’язаних між собою бетонних блока. При осаджуванні таких блоків забезпечується рівномірний крен всієї конструкції.

Фундамент представляє собою систему одно прольотних плоских перечних рам, об’єднаних в просторовий блок прокольними нерозрізаними блоками, розташованими в площині стойок. Опорами стойок рам служать дві потужні одно прольотні двох консольні балки, які передають навантаження на залізобетонні опори через спеціальні балансирні опорні частини (рухомі і нерухомі) типу мостових.

Ø тип Б – різні постаменти з віброізоляторами, які виключають або різко знижують передачу динамічних навантажень від працюючого обладнанняна фундаменти.

Ø тип В – багато стійкова конструкція, яка спирається на нижню масивну залізобетонну плиту. В якості верхньої будови використані нерухомі елементи агрегатів.

Фундаменти під паротурбінні агрегати споруджуються пристосуваннями для встановлення опор фундаментних рам безпосередньо на бетон або на закладні плити. В тому і іншому випадках фундаментні рами встановлюють на підкладки, які розташовані між закладними плитами (фундаментом) та фундаментними рамами. На фундаментні рами встановлюють корпуси циліндрів та підшипників. Фундаментні рами вивіряються по висотних відмітках. Зазвичай встановлення корпусів ЦНТ та підшипників на фундамент проводять у складі з фундаментними рамами та підвішеними до них фундаментними болтами. Під рами підводять клинові домкрати, що встановлюються біля місць постійних підкладок. Встановлення постійних підкладок виконують після остаточного центрування турбіни та під'єднання конденсатора. Фундаментні болти при встановленні підкладок повинні бути надійно притиснуті. Підливання фундаментних рам проводять після закриття турбіни.

2.5.2 ХАРАКТЕРИСТИКИ ФУНДАМЕНТІВ

Джерелом вібрації фундаментів та загального вібраційного фону є динамічне устаткування. Мета вимірювання вібрації фундаментів та опорних конструкцій – оцінка вібраційного стану шляхом співставлення результатів вимірювання з нормативними значеннями відповідних показників. Рахується, що амплітуда вібрацій фундаментів неповинна перевищувати 8-20 мкм.

В стіновому фундаменті несучими конструкціями є продольні та поперечні стіни, а в рамному – стойки. Подібні конструкції мають високі вібраційні характеристики.

З переходом на складальні залізобетонні фундаменти із зменшенням перерізу колон та плит підвищились вимоги до якості їх виготовлення, тому що є суттєва різниця в частотних характеристиках.

В процесі пуску та експлуатації турбоагрегатів відбувається розігрівання турбіни, її опор та фундаменту. В результаті цього виникають теплові розширення, від рівномірності яких залежать відносне положення опор підшипників, тобто центрування валопроводу. Зміна центрування в свою чергу викликає перерозподіл реакцій опор, зміна умов роботи цапф на змащувальному шару підшипників і відповідна зміна вібрації опор підшипників.

Як встановлено в результаті проведення випробувань, основне підігрівання фундаменту відбувається на першому тижні після пуску турбоагрегату та повністю закінчується протягом наступних двох тижнів. Для охолодження фундаменту необхідно не більше 3-4 діб. Характер зміни температури по висоті колон в значній мірі визначається компонуванням теплової схеми.

Деформації фундаментів в поперечній площині несиметричні, що визначається впливом конвективного теплообміну з боку від системи регенеративного підігріву живильної води.

Таким чином – фундаменти турбоагрегатів в процесі пуску та експлуатації, підлягають нерівномірним тепловим деформаціям, які викликають відповідні піднімання та нахили опор підшипників, що приводять до роз центрування валопроводів у вертикальних і горизонтальних площинах.

Для забезпечення правильного розташування валопроводу крупних агрегатів в режимі роботи при центруванні роторів необхідно уводити поправки на температурні деформації фундаментів.

 

КОНТРОЛЬНІ ПИТАННЯ ДО ТЕМИ 2.5:

1 З яких основних елементів складається фундамент турбіни;

2 Як створюється фікс-пункт турбіни;

3 Типи фундаментів турбін;

4 Які допускаються амплітуди вібрації фундаментів;

5 За який час відбувається основний підігрів фундаменту після пуску;

6 Який час необхідний для охолодження фундаменту після зупинки;

7 Чим визначається характер змін температур по висоті колон фундаменту.