ОБМЕН ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОПЫТОМ

Совершенствование схемы управления автозатвором стопорного клапана паровой турбины

Синцов В. А., Корюков Г. П., инженеры

ОАО ТМЗ – Ново-Свердловская ТЭЦ

В паротурбинных установках электростанций на трубопроводе от парогенератора к паровой турбине устанавливается, по меньшей мере, один стопорный клапан с приводом (автоматический затвор) непосредственно на корпусе стопорного клапана или вблизи него.

Стопорный клапан предназначен для прекращения подвода пара к турбине в аварийных ситуациях с целью предотвращения ее повреждения путем его закрытия с помощью автозатвора.

Автозатвор управляется, как правило, гидравлической системой регулирования и защиты турбины с использованием в качестве рабочей жидкости минерального масла.

Известные гидравлические схемы управления автозатвором стопорного клапана паровой турбины предусматривают подвод масла в силовую линию автозатвора для открытия стопорного клапана непосредственно от насосов.

1

4

9 10 11

2

3

5

15

14

12

13

7	6	8

Схема, применяемая в гидравлических системах регулирования ОАО “Турбомоторный завод”, показана на ðèñ. 1. К автозатвору 1 подводятся импульсная линия 2 от механизма управления турбиной (МУТ) 3, соединенная с исполнительным устройством противоаварийной защиты турбины – золотниками автомата безопасности (ЗАБ) 4, и силовая линия масла 5, необходимая для открытия стопорного клапана через обратный клапан 6 из напорной линии насосов: пускового 7 – на режимах пуска и останова турбины и главного масляного насоса 8 с приводом непосредственно от вала турбины – на режимах работы турбины на холостом ходу и под нагрузкой.

Взведение автозатвора (открытие стопорного клапана) осуществляется подачей масла из напорной линии насосов с помощью МУТ сначала к ЗАБ, что обеспечивает их готовность к срабатыванию, затем через дроссельное окно, встроенное в МУТ, в импульсную камеру 9 автозатвора, в результате чего давление в ней повышается, усилие на верхний торец золотника 10 от давления масла преодолевает усилие пружины растяжения 11, и золотник 10 перемещается вниз, открывая подвод масла из силовой линии 5 через окна 12 камеры 13 под поршень 14, шток которого соединен тягами со штоком стопорного клапана (на рисунке не показано); усилие от давления силового масла на поршень преодолевает усилие пружин сжатия 15 и поршень перемещается вверх, открывая стопорный клапан.

При поступлении к ЗАБ сигнала на отключе- ние турбины от противоаварийной защиты или при оперативном отключающем воздействии на ЗАБ последние срабатывают, открывая слив из импульсной линии 2; давление масла в камере 9 уменьшается, золотник 10 под действием пружины и постоянного усилия от давления силового масла перемещается вверх, перекрывая доступ силового масла через окно 12 под поршень и открывая слив из-под него, в результате чего поршень 14 усилием пружин 15 перемещается вниз, закрывая стопорный клапан.

58

2003, ¹ 6

При оперативном закрытии стопорного клапана с помощью МУТ перекрывается доступ масла в импульсную линию 2, и давление в ней вследствие наличия в ЗАБ специальных дренажных отверстий уменьшается, что так же, как при срабатывании ЗАБ, приводит к закрытию стопорного клапана.

Описанная схема управления автозатвором стопорного клапана имеет недостаток в том, что подвод силового масла к автозатвору непосредственно из напорной линии насосов, в случае нарушения плотности фланцевого соединения трубопровода к корпусу автозатвора или повреждения трубопровода и возгорания масла вследствие попадания его на горячие части стопорного клапана и паропроводов, а также по другим причинам, не позволяет пресечь поступление масла по трубопроводу, пока не прекратится подача масла от главного или пускового насоса, что способствует развитию пожара.

Недостатком схемы является также невозможность закрытия стопорного клапана с помощью МУТ или ЗАБ в случае потери подвижности золотника 10 вследствие его заедания, так как при этом невозможно открыть слив масла из-под поршня через окно 12, что представляет опасность возникновения или развития аварийной ситуации.

Задачей является повышение пожаробезопасности схемы управления автозатвором стопорного клапана и повышение надежности закрытия стопорного клапана в случае заедания золотника автозатвора путем изменения схемы подвода масла к автозатвору.

Существенным признаком предложенной схемы ðèñ. 2 является общий подвод масла к автозатвору 1 из напорной линии насосов через МУТ 3 как в импульсную 2, так и в силовую линию 5.

Взведение автозатвора (открытие стопорного клапана) осуществляется подачей масла с помощью МУТ 3 из напорной линии насосов, куда оно подается через обратный клапан 6, либо от пускового насоса 7 на режимах пуска и останова турбины, либо от главного масляного насоса 8, расположенного на валу турбины, на режимах работы турбины на холостом ходу и под нагрузкой. При этом масло поступает сначала к ЗАБ 4, что обеспечивает их готовность к срабатыванию, затем через дроссельное окно, встроенное в МУТ, в импульсную линию 2 и силовую линию 5.

При этом давление в камерах 9 è 13 повышается, усилие на верхний торец золотника 10 от давления масла преодолевает усилие пружины растяжения 11, золотник перемещается вниз, открывая подвод масла через окна 12 под поршень 14, шток которого соединен тягами со штоком стопорного клапана (на рис. 2 не показано); усилие от давления масла на поршень преодолевает усилие пру-

1

4

9 10 11

2

3

5

15

14

12

13

7	6	8

жин сжатия 15, и поршень перемещается вверх, открывая стопорный клапан.

При поступлении к ЗАБ сигнала на отключе- ние турбины от противоаварийной защиты или при оперативном отключающем воздействии на ЗАБ последние срабатывают, открывая слив импульсного и силового масла, т.е. слив из камер 9 è 13 автозатвора, золотник 10 под действием пружины 11 перемещается вверх, открывая слив масла изпод поршня 14, в результате чего поршень усилием пружин 15 перемещается вниз, закрывая стопорный клапан.

При оперативном закрытии стопорного клапана с помощью МУТ перекрывается подача масла в импульсную и силовую линию, которые вследствие наличия в ЗАБ специальных дренажных отверстий опорожняются, что так же, как при срабатывании ЗАБ, приводит к закрытию стопорного клапана.

Таким образом, схема выгодно отличается тем, что при срабатывании ЗАБ происходит слив не только импульсного масла, но и силового, а при оперативном отключении турбины с помощью МУТ отсекается полностью подвод масла к автозатвору, и опорожняется трубопровод между МУТ и автозатвором; в обоих случаях происходит закрытие стопорного клапана даже при заедании золотника 10. Указанное преимущество облегчает ликвидацию аварийной ситуации при возникновении пожара. (Свидетельство на полезную модель ¹ 13668, заявка ¹ 99123419 от 13.01.00. Патент на изобретение ¹ 2174608, заявка ¹ 2000101233 от 13.01.00). Применительно к данной схеме проведена реконструкция схемы управления на 17 турбинах ОАО Свердловэнерго.

2003, ¹ 6

59

Модернизация опорных подушек подшипников турбоагрегатов

Подкорытов В. И., èíæ.

Березовская ГРЭС-1

По существующей технологии центровка валопровода турбоагрегатов всех типов ведется смещением вкладышей подшипников путем установки прокладок под опорные подушки (колодки) вкладышей. При этом нарушается плотность прилегания подушек к расточке корпусов подшипников, которая по требованию заводов-изготовите- лей должна составлять не менее 80% поверхности подушек.

По существующей технологии АООТ ЛМЗ при каждом перемещении вкладыша необходимо путем шабровки подушек вновь обеспечить плотность их прилегания. Операция трудоемкая, особенно на многовальных турбоагрегатах. Обычно центровка валопровода стоит на критическом пути ремонта и поэтому влияет на продолжительность ремонта и провоцирует на отступление от техни- ческих требований по ремонту подшипников.

О снижении требовательности к пригонке вкладышей подшипников можно судить по способу замеров натягов на верхнюю колодку вкладышей по двум свинцовым оттискам. Эта технология описана в инструкциях по ремонту подшипников [1] и в учебных пособиях по ремонту турбин [2, 3].

На практике имеются случаи перекоса верхних колодок до 0,4 мм, когда на одной стороне (или углу) имеется натяг в 0,4 мм, а на противоположной зазор – 0,4 мм. Замерив натяг по двум свинцовым оттискам, получим средний натяг 0,2 мм.

Замеры натягов по четырем оттискам и при регламентации разброса показаний замеров до 0,05 мм позволяет одновременно судить и о вели- чине натяга, и о плотности прилегания подушки к расточке подшипника.

На плохо пригнанной подушке контактные напряжения перераспределяются и в местах контакта значительно возрастают, превышая предел упругости. При эксплуатации натяг на вкладыш уменьшается, изменяется жесткость подшипникового узла и вибросостояние агрегата.

Предлагаемая модернизация опорных подушек (колодок) подшипников позволяет упростить технологию ремонта и исключить повторную, руч- ную шабровку подушек при перецентровке валопровода турбоагрегатов.

Суть модернизации состоит в следующем. При любом смещении вкладыша на любую ве-

личину контактная поверхность подушки ÀÂ â èñ-

		x
				ó
	A1		B1	B
	D1	y cos
	D A x sin		C1	C
	x	y sin
	x cos	y
	B1		A
	C1	A1
	B	D1	D
	C

A1	A	B1	B
D1	D	C1	C

60

2003, ¹ 6

ходном состоянии будет параллельной контактной поверхности À1Â1 в новом положении. Поэтому при смещении вкладыша на величину õ достаточно изменить толщину прокладок под подушкой на õsin и вернуть подушку на уже пригнанное место ÑD на величину x cos , где – угол установки подушки на вкладыше (ðèñ. 1).

Для верхней и нижней подушки при горизонтальном смещении достаточно вернуть их в исходное положение, а при вертикальном смещении достаточно изменить толщину прокладок на необходимую величину x.

Механизм перемещения подушек для различ- ных конструкций подшипников может быть разным. Главное – обеспечить четкую фиксацию подушек и заданную величину перемещения (ðèñ. 2).

Наиболее простым и наиболее надежным является вариант I (ðèñ. 2, à ).

Смещение подушки 1 относительно вкладыша 2 на необходимую величину осуществляется заменой прокладок 5 под планками 3. Планки 3 фиксируются винтами 4.

Варианты II, III (ðèñ. 2, á ) предусматривают более точное перемещение подушек относительно вкладышей, но более сложны в изготовлении и требуют механической обработки вкладышей подшипников. Для этого во вкладышах 2 (ðèñ. 2, à ) выполняется клинообразный паз для установки клиньев 6 с уклоном 1:10 или 1:15. Перемещение клиньев осуществляется при помощи винтов 7 (вариант II) или толкателя 8 и фиксатора 9 (вариант III). Винты на клиновых прокладках (варианты II, III) должны быть законтрены от самоотворачивания при вибрации.

1

A

A 2

3
4	7	6

7	8
Вариант II	9
	Вариант III
	á)

Вариант I	5
à)

Вывод

Предложенная модернизация подушек позволяет изменить технологию подгонки вкладышей к расточкам корпусов подшипников, упростить рас- четы необходимых перемещений, исключить повторную пришабровку подушек при подцентровке или перецентровке валопровода турбоагрегата.

Список литературы

1.Инструкция по ремонту подшипников паровых турбин. М.: Издательство ГЭИ, 1956.

2.Абалаков Б. В., Резников Б. И. Монтаж турбоагрегатов и синхронных компенсаторов. М.: Высшая школа, 1983.

3.Энгель-Крон È. Â. Ремонт паровых турбин. М.: Энергоиздат, 1981.

О надежности строительных конструкций вспомогательных зданий электрических станций

Никифоров В. А., êàíä. òåõí. íàóê, Пименов В. Н., èíæ.

Ивановский межотраслевой региональный центр повышения квалификации и профессиональной переподготовки специалистов

Как правило, вспомогательные здания ГРЭС (береговые насосные станции, химводоочистка и др.) в 60 – 70 годах ХХ в. проектировались в сборном варианте. В зависимости от того, как организован отвод воды с кровли, в проектах применялась та или иная конструкция примыкания стеновых ограждающих конструкций к покрытию – карнизные или парапетные панели.

Проектное крепление этих элементов к каркасу здания практически одинаково и представляет собой оригинальную конструкцию, отличающую-

ся от типовых решений, принятых для промзданий общего назначения – карнизные и парапетные панели закреплены от опрокидывания путем прикрепления их к металлическим насадкам колонн (ðèñ. 1, 2).

Металлические насадки (МК-1 и МК-12) спроектированы в виде сварного тавра из стальных листов размером 12 180 мм, при этом часть насадки, расположенная ниже оголовка колонны, представляет собой плоское сечение из листа 12 180

2003, ¹ 6

61

	2	MK-1		Óçåë I
		3		Плита покрытия
				условно не показана
			4
				MK-1
				6
		Óçåë I		7
	1
				4
			Óçåë II	Óçåë II
				MK-1	4
600		300
		500
				8
		150		5
			5
		70 70
		400

À

Á

% ! ! 0. 0. ! 2

1, 2 – соответственно стеновая и парапетная панель; 3 – плита покрытия; 4 – стропильная балка; 5 – колонна каркаса; 6 – соединительная планка; 7 – закладная деталь стропильной балки; 8 – сварной шов

и приваривается ребром к вертикальной закладной детали колонны. Выше оголовка колонны насадка имеет тавровое сечение и приваривается по всей длине касания к закладной детали оголовка. Стенка тавра расположена в плоскости поперечной рамы и размещается в вертикальном шве между

2

Плита

покрытия

1

Íàcàäêà ÌÊ-12

* ? # 4 ! & ! 2

1 – закладная деталь опорной части балки; 2 – продольное ребро пристенной плиты покрытия

3

ÌÊ-8 ÌÊ-12

Óçåë I

2

1

Óçåë II

4

5

A

Á

% ! ! % 0. ! 2

1, 2 – соответственно стеновая и карнизная панель; 3 – плита покрытия; 4 – стропильная балка; 5 – колонна каркаса

стеновыми панелями, а полка – в зазоре между торцом стропильной балки и внутренними гранями панелей. Каждая панель прикреплена к насадкам по краям через 6 м, т.е. одна насадка служит для крепления двух смежных карнизных или парапетных панелей.

Как показали результаты обследований нескольких вспомогательных зданий, такая конструкция прикрепления парапетных и карнизных панелей не обеспечивает их жесткости из плоскости стены. Соединительная планка в уровне верха стропильной балки (ðèñ. 1, 2, узел I) появилась позже, когда слабость прикрепления стала очевидной.

Хотя это и привело к уменьшению расчетной длины насадки и улучшению условий ее работы, но одновременно изменилась расчетная схема поперечника здания: шарнирное сопряжение колонны с ригелем (стропильной балкой) стало квази-

2

1

Íàcàäêà ÌÊ-12

Стропильная

балка

) G " " ! 2

обозначения см. рис. 3

62

2003, ¹ 6

жестким, а опорное сечение стропильной балки оказалось частично закреплено от поворота.

Усилия, возникающие при этом в верхних частях опорных сечений стропильных балок, привели к образованию трещин с шириной раскрытия до 5 мм (ðèñ. 3). Возможные причины этого:

напряжения в арматуре верхней части балок достигли стадии текучести;

произошло проскальзывание арматуры (нарушение ее анкеровки на этом участке или анкеровка оказалась недостаточна для восприятия таких усилий);

отсутствие армирования на этом участке опорного узла стропильной балки [подтверждено данными инструментальных обследований (ðèñ. 4)].

На момент обследования на покрытие зданий действовали только постоянные нагрузки (отсутствовала снеговая нагрузка), однако трещины не были закрыты, что свидетельствует о необратимых деформациях в опорных частях балок. Образующиеся в зимнее время наледи и снеговые мешки дополнительно нагружают этот узел.

Во всех обследованных зданиях наблюдаются смещения парапетных и карнизных панелей от

проектного положения вне здания. Это приводит к образованию дополнительного опрокидывающего момента, возрастают напряжения в элементах узла, тем самым увеличивая вероятность появления еще более значительных деформаций.

Большинство таких зданий построено более 25 лет назад, поэтому следует учитывать возрастающую вероятность того, что деформации элементов крепления панелей со временем превысят их физический предел. Во избежание этого целесообразно провести усиление конструкций покрытия зданий, где применена аналогичная конструкция. Способ усиления определяется организацией, проводящей обследование технического состояния здания.

Вывод

Типовая конструкция примыкания стеновых ограждающих конструкций к покрытию, использованная при возведении вспомогательных зданий электрических станций, не обеспечивает надежной работы этого узла и требует проведения мероприятий по его усилению.

По страницам зарубежных журналов

Компания Doble Engineering и другие организации США разработали для IEEE рекомендации по стратегии выбора системы контроля состояния силовых выключателей.

IEEE Power Engineering Review, 2002, ¹ 3

Специалисты Института энергетики Польши разработали программы расчета усилий во внутренних обмотках трансформаторов при ударном КЗ. С помощью программного комплекса SPN1-10 выявляются потеря устойчивости и критические напряжения в обмотках.

Energetyka, 2002, ¹ 1

По прогнозам компании Frost & Sullivan широкое использование топливных элементов как источника тепла и электроэнергии начнется при снижении их стоимости до 1000 дол кВт. Перспективы рынка растут с 100 млн. дол. в 2004 г. до 2700 млн. дол. в 2010 г.

Electricity International, 2002, ¹ 6

Парламент Финляндии одобрил строительство новой АЭС (Teollisuuden Voima Oy). Сейчас на АЭС производится 27% электроэнергии в стране, 16% – на ГЭС, 32% – на ТЭЦ, 13% – на КЭС.

Elektrizitätswirtschaft, 2002, ¹ 13, 6

Для выявления неправильной работы системы охлаждения на крупных трансформаторах измеряют скорости потока масла или воды в охладителях.

Датчики, разработанные компанией EGE-Elektro- nik (ФРГ), работают по термодинамическому принципу, снижая свою температуру под действием охлаждающего потока.

Elektrizitätswirtschaft, 2002, ¹ 13, 50

Первая прибрежная ветроэлектростанция в Великобритании (ветрокомплекс Blyth) имеет две установки типа V66 мощностью по 2 МВт фирмы Vestas. Диаметр трехлопастной ветротурбины – 66 м, частота вращения в рабочем режиме может изменяться от 10,5 до 24,5 об мин, генераторы – двойного питания, на выходе – напряжение 690 В, 50 Гц.

Power Engineering International, 2002, 10, ¹ 6, 43, 45, 47

Энергообъединение Балтии (Baltic IPS) имеет мощность 11 490 МВт, сети 330 и 110 кВ длиной 5000 км. Объединенное управление сетями IPS (диспетчерский центр Baltija в Риге) использует для телеизмерений и телеуправления, а также для управления нагрузками систему, поставленную компанией GE Power Systems. Ближайшие планы IPS – объединение с сетями UCTE и NORDEL.

Power Engineering International, 2002, 10, ¹ 6, 87,89,

Transmission & Distribution World, 2002, 54, ¹ 1, 32, 34, 36

2003, ¹ 6

63