ния, так и особенно при переменном режиме, что, в частности, характерно для открытой схемы ГВС.

Стремясь отойти от необходимости определения усредненных значений КПД насосных установок на источнике тепла и в сети, авторы предлагают заменить затраты на потенциальную энергию долей от затрат энергии, потребленной на создание необходимого напора для всей системы теплоснабжения, для определения которой также необходимо знать характеристики всех насосных установок на источнике и в сети.

Спорным является допущение, сделанное с целью упрощения формул, что коэффициенты расхода при истечении из неплотностей в подающем и обратном трубопроводах приняты одинаковыми. Это отношение зависит от характера повреждений и неплотностей в этих трубопроводах, а они неоднозначно одни и те же.

Обследование и ремонт фундамента под турбоагрегат мощностью 300 МВт

Архипов А. Б., Смирнов В. И., инженеры, Козлов А. Б., Пермякова В. В., кандидаты техн. наук

Ириклинская ГРЭС – ОАО “ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева”

Опыт обследования сборно-монолитных фундаментов под мощные турбоагрегаты, находящиеся в длительной эксплуатации [1, 2], показывает, что основными причинами ухудшения прочностных и деформативных свойств железобетонных конструкций являются аварийные режимы работы оборудования, низкое качество строительно-мон- тажных работ, проблемы с температурными расширениями цилиндров паровых турбин [3], а также нарушение условий эксплуатации и др. Следствием одного из нарушений является попадание смазочных масел на поверхности бетонных элементов, наблюдаемое, практически, повсеместно [4].

На Ириклинской ГРЭС ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева в последние годы проведены комплексные исследования фундаментов под четыре турбоагрегата мощностью 300 МВт. Наибольший интерес представляют результаты обследования и ремонта конструкций фундамента под турбоагрегат ¹ 3.

Сборно-монолитный фундамент под турбоагрегат К-300-240-1 + ТВВ-320-2 выполнен в соответствии с проектом Ленинградского отделения института Теплоэлектропроект и представляет собой одноэтажную пространственную раму, состоящую из сборных железобетонных элементов заводского изготовления, соединенных между собой путем сварки выпусков арматуры с последующим замоноличиванием и обжатием поверхности контакта напрягаемыми арматурными стержнями.

В поперечном направлении фундамент имеет один, а в продольном – шесть пролетов (ðèñ. 1). Его длина – 36 820 мм, а ширина – 8500 мм в крайних пролетах и 11 700 мм в средней части в районе ЦНД, высота – 11 530 мм. Верхнее строение фундамента образовано балками и ригелями прямоугольного, таврового и Г-образного сечения.

Турбоагрегат установлен на стальных закладных деталях, жестко замоноличенных в фундаменте. Узлы А и Б (ðèñ. 1) требуют увеличения жесткости.

Колонны, имеющие размер поперечного сече- ния 1000 1500 мм, в средней части фундамента спарены. Нижняя плита сооружена из монолитного железобетона. Монтаж фундамента выполнен трестом Южуралэнергострой.

Турбина изготовлена Ленинградским металли- ческим заводом, генератор – ПО “Электросила им. С. М. Кирова”. Энергоблок пущен в эксплуатацию 29 сентября 1971 г. Первый капитальный ремонт турбоагрегата проводился в марте – апреле 1977 г. В октябре 1980 г. при пуске энергоблока из среднего ремонта во время испытания автомата безопасности произошел заброс оборотов до 3900 – 4000 об мин. Вследствие аварии на боковых гранях поперечных ригелей, особенно первого и второго, расположенных в зоне ЦВД, появилось большое количество трещин с шириной раскрытия более 0,3 мм [5].

Выполненное в 1983 г. специалистами Челябинского политехнического института обследование фундамента показало, что помимо указанных трещин, имеются еще и трещины в узлах примыкания ригеля второй поперечной рамы к продольным балкам. При этом углы поворота опоры подшипника ¹ 2 и ригеля второй рамы в режимах пуска турбоагрегата значительно превысили допустимые значения. Кроме того, выявлены дефекты, явившиеся следствием некачественного выполнения строительно-монтажных работ во время возведения фундамента. В бетоне омоноличивания сборных железобетонных элементов обнаружены непровибрированные участки, монолитный бетон в верхних узлах оказался низкого качества.

40	2003, ¹ 10

			Óçåë A		Óçåë Á
			Ð2		Ð1
возбудителя	генератора	конденсатора	ÖÑÄ	ÖÂÄ	13050
Îñü	Îñü	Îñü	Îñü	Îñü

35850

3 . (: / / 9+ . + ) < #%% 6% I '' # % J : 2 41

Ð1, Ð2 – ригели

Учитывая эти обстоятельства, по рекомендациям ЧПИ были выполнены следующие ремонтные работы:

в узлах сопряжения ригеля второй поперечной рамы с продольными балками слабый бетон заменен сталефибробетоном на напрягающем цементе; заменен некачественный бетон в узлах сопряжения продольных ригелей с колоннами и поперечными ригелями сталефибробетоном на напря-

гающем цементе; произведено предварительное напряжение пер-

вого и второго поперечных ригелей с помощью дополнительно установленных вертикальных и горизонтальных тяг.

По истечении 4 лет работы турбоагрегата в монолитных узлах, расположенных в зоне ЦВД, образовались новые трещины, а имевшиеся трещины по контакту второго ригеля с продольными балками увеличили свое раскрытие. Снизившаяся жесткость узлов способствовала увеличению углов поворота опоры подшипника ¹ 2 при тепловых расширениях турбины, что препятствовало нормальной эксплуатации турбоагрегата.

Эти дефекты были устранены цементированием трещин на напрягающем цементе.

В 1994 г. на подшипнике ¹ 1 стали увеличиваться вибрации. Размах поперечной составляющей превысил 30 мкм – значение, допустимое ПТЭ [6]. В 1995 г. выросли две другие составляющие колебаний, а в январе 1996 г. они достигли значений: вертикальная 40 мкм, поперечная 44 мкм и осевая 35 мкм. В марте того же года поперечная составляющая увеличилась до 50 мкм. После этого ОАО “ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева” были проведены комплексные (статические и динамические) исследования фундамента.

Обследование конструкций фундамента показало, что большинство трещин и повреждений расположено в подтурбинной части фундамента. Их образование связано в основном либо с плохим

качеством строительных работ, либо с температурным фактором. Отмечено и отслаивание уложенного во время проведения ремонтных работ сталефибробетона к бетону третьей и четвертой продольных балок, выполняющих функции связующих элементов фундамента. Отмеченные повреждения на момент обследования не являлись опасными и не препятствовали дальнейшей эксплуатации энергоблока.

Состояние поперечных ригелей Ð1 è Ð2 за период между обследованиями заметно ухудшилось. В ригеле Ð1 обнаружено образование новых трещин, в том числе наклонных. В ригеле Ð2 выявлено раскрытие трещин в стыках его примыкания к продольным балкам.

Наличие вертикальных трещин в стыках этих ригелей с продольными балками и появление новых наклонных трещин свидетельствовали о происходящем закручивании ригелей. Проведенное ранее усиление этих конструкций не препятствовало их повороту во время эксплуатации энергоблока, что, несомненно, отражалось на вибрационном состоянии этой части фундамента.

Ригели первой и второй поперечных рам фундамента, как правило, подвержены максимальному воздействию крутящего момента. Помимо основной постоянно действующей нагрузки, на его величине сказываются тепловые расширения цилиндров турбины. Практика показывает [3], что вследствие релаксации напряжений, погрешностей в процессе монтажа оборудования и дефектов, образующихся при эксплуатации, расчетные усилия от присоединенных к цилиндрам трубопроводов могут существенно отличаться от предполагаемых нагрузок. Большое значение имеют силы трения в подшипниках. Для увеличения скольжения обычно применяется сухой чешуйчатый графит. Однако через 3 – 5 лет он осыпается. При повышенной температуре на поверхностях скольжения образуются шлаки с включением абразив-

2003, ¹ 10

41

A

	ÆÂ	P2	ÆÂ
			P1
	ОсьЦСД	ОсьЦВД

		A
			À-À
	P2	турбоагрегатаОсь
	ÆÂ		ÆÂ

+/ * 8 * * (0 :

* . ( ) 1

ÆÂ – железобетонный вут

ных частиц. Все это приводит к увеличению крутящего момента, искривлению валопровода и повышенной вибрации. Поэтому при капитальном ремонте энергоблока необходимо уделять внимание нормализации температурных расширений корпусов турбины.

Проведенное обследование показало, что наблюдается недостаточно жесткая связь металличе- ской плиты под опорой первого подшипника турбины с набетонкой ригеля, которая оказалась сильно пропитана маслом. Под влиянием деструктивных процессов, вызванных насыщением бетона маслом, он утратил свою первоначальную проч- ность и сцепление анкерных болтов с бетоном фундамента было нарушено.

После замены промасленной набетонки на первом ригеле и набора бетоном прочности были выполнены измерения вибросмещений элементов фундамента при активной нагрузке генератора 300 МВт в узлах сопряжения сборных элементов, а также в отдельных точках поперечных ригелей, продольных балок, верхней плиты, колоннах и на нижней плите под колоннами, в соответствии с формой 11 “Паспорт фундамента под турбоагрегат”. Наибольшее внимание уделялось ригелям первой и второй поперечных рам. На первом ригеле вибрации фиксировались со стороны ряда Б (котельного отделения) на трех уровнях по высоте и в шести точках по длине пролета конструкции. На втором ригеле, в связи с трудностью доступа

при работающем ТА к боковой грани, проводилось измерение вибросмещений нижней грани.

На основании виброобследования получены следующие результаты:

на первом ригеле максимальный размах осевых колебаний имел место в середине его нижней грани, где достигал 60 мкм. Вертикальная составляющая равнялась 35 мкм;

на втором ригеле вибросмещения на нижней грани в середине пролета достигли 45 мкм. В то же время все три составляющие подшипниковых опор ¹ 1, 2 не превысили 18 мкм;

уровень вибросмещений остальных элементов фундамента был не больше значений, наблюдаемых на аналогичных фундаментах турбоагрегатов, находящихся в хорошем состоянии.

Таким образом, замена бетона подливки под подшипниковой опорой ¹ 1 позволила снизить ее вибрации в два и более раз. В то же время большие осевые колебания первого и второго ригелей свидетельствовали об их недостаточной крутильной жесткости.

Âсвязи с этим было принято решение об увеличении жесткости соединения ригелей Ð1 è Ð2 с продольными балками за счет устройства железобетонных вутов.

Выбранный вариант усиления фундамента обладает следующими преимуществами по сравнению с другими решениями:

обеспечивает надежную жесткую заделку узлов за счет увеличения размеров сечения и совместной работы элементов фундамента с вновь уложенным бетоном и арматурой вутов;

снижает концентрацию напряжений из-за изменения конфигурации узлов и их плавного очертания;

препятствует дальнейшему раскрытию образовавшихся трещин за счет дополнительно уложенного бетона и арматуры;

все работы ведутся в открытом пространстве и не требуют пробивки сквозных отверстий в бетоне сборных железобетонных элементов фундамента; является простым в изготовлении и не требует

большого времени и денежных затрат.

При разработке конструкции усиления узлов учитывалось, что фундамент подвергается постоянным вибрационным воздействиям, возникающим при работе турбоагрегата, поэтому весь ремонтный бетон укладывался с дополнительным армированием, причем, арматура вутов приваривалась к арматуре сборных элементов фундамента.

К моменту усиления фундамента блока ¹ 3 имелся положительный опыт применения вутов на фундаментах, находящихся в длительной эксплуатации, под ТА мощностью 300 МВт Костромской

èКиришской ГРЭС.

Âсвязи с финансовыми трудностями ремонтные работы по усилению ригелей не были своевременно выполнены.

42	2003, ¹ 10

Весной 2001 г. повторное виброобследование в тех же точках ригелей Ð1 è Ð2 показало, что максимальный размах вибросмещений на ригеле Ð1 не изменился, а на ригеле Ð2 заметно вырос. Так, осевые вибрации внизу второго ригеля достигали 80 мкм, по сравнению с 45 мкм, наблюдаемыми 5 лет назад. К этому времени появились новые наклонные трещины на боковых гранях ригелей Ð1 è Ð2 и увеличилось раскрытие трещин в стыках конструкций с продольными балками. Все это свидетельствовало о существенном снижении крутильной жесткости ригелей и ставило вопрос о необходимости их усиления.

Летом того же года во время капитального ремонта ТА на первом и втором ригелях в соответствии с рекомендациями ВНИИГ были установлены железобетонные вуты (ðèñ. 2). Строительно-мон- тажные работы выполнялись силами ОКС ГРЭС и заняли не более 10 дней.

После завершения капитального ремонта ТА и усиления узловых соединений ригелей Ð1 è Ð2 с продольными балками путем установки дополнительных вутов проводилось виброобследование указанных ригелей фундамента. Как и ранее, в обоих случаях наибольшие размахи вибросмещений имели место в осевом направлении внизу ригеля ближе к его середине. По сравнению с данными виброизмерений, полученными до усиления ригеля Ð1, его вибрации уменьшились более чем в 2 раза. Так, например, максимальный размах осевых колебаний сократился с 58 мкм до 26 мкм. Это говорит об уменьшении крутильных колебаний ригеля Ð1 и увеличении его жесткости. На ригеле Ð2 наблюдался еще больший эффект от усиления конструкции. Если до ремонта размах вынужденных осевых колебаний в средней части достигал 80 мкм, то после установки дополнительных вутов в той же точке осевые и вертикальные вибросмещения не превышали 14 мкм. Меньший положительный эффект на ригеле Ð1 объясняется, по-видимому, большим количеством трещин в его средней части, по сравнению с ригелем Р2.

В результате завершившихся в 2001 г. комплексных статических и динамических исследований и внедрения рекомендаций по усилению ригелей фундамента под ТА ¹ 3 установлено, что фундамент пригоден для дальнейшей эксплуатации.

Выводы

1.Проведение комплексных исследований фундамента под ТА с выдачей рекомендаций по усилению элементов фундамента позволило обеспечить нормальную работу энергоблока, находящегося в длительной эксплуатации и подверженного аварийным нагрузкам.

2.Небольшие объемы строительно-монтажных работ по установке дополнительных вутов позволяют устранить обнаруженные дефекты фундамента, вызванные не только низким качеством его изготовления и плохим расширением турбины, но

èаварийными нагрузками, приводящими к большому трещинообразованию в конструкциях поперечных ригелей фундамента.

3.Для обеспечения нормальной эксплуатации энергоблока необходимо в соответствии с ПТЭ проводить регулярное статическое и динамиче- ское обследование (не реже 1 раза в 5 лет) фундамента ТА с фиксацией динамики развития трещин

èвибросмещений в наиболее ответственных элементах фундамента, а также осуществлять работы по нормализации температурных расширений цилиндров турбины, включающие ремонт опорноподвесных систем трубопроводов, устранение дефектов их трассировки, выравнивание опорных нагрузок и применение различных материалов по увеличению скольжения корпусов подшипников.

Список литературы

1.Козлов А. Б., Пермякова В. В. Опыт натурных исследований фундаментов мощных турбоагрегатов. – Электриче- ские станции, 1996, ¹ 6.

2.Козлов А. Б., Пермякова В. В. Результаты обследования и ремонта фундаментов турбоагрегатов электрических станций. – Электрические станции, 1999, ¹ 4.

3.Совершенствование (восстановление) показателей температурных расширений цилиндров паровых турбин при пус- ко-остановочных режимах Дон Э. А., Авруцкий Г. Д., Михайлова А. Н. и др. – Электрические станции, 2001, ¹ 2.

4.Козлов А. Б., Пермякова В. В. Влияние масла на прочность бетона фундаментов под энергетическое оборудование. – Электрические станции, 1999, ¹ 2.

5.ÑíèÏ 2.03.01-84*. Бетонные и железобетонные конструкции. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.

6.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1996.

2003, ¹ 10

43