Труды XIII международной научно-технической конференции по компрессоростроению. Том II. Компрессорная техника и пневматика в XXI веке - файл n1.doc

Труды XIII международной научно-технической конференции по компрессоростроению. Том II. Компрессорная техника и пневматика в XXI веке
скачать (35174.8 kb.)
Доступные файлы (4):
n1.doc17611kb.13.09.2004 09:14скачать
n2.docскачать
n3.doc68kb.13.09.2004 09:14скачать
n4.doc118kb.13.09.2004 09:14скачать

n1.doc

1   2   3   4   5   6   7   8   9   10
Г
Т
В

9

10

11

4

5 6 7

ПНД

ПВД

1

2

3

8

12

Г

Рисунок 3 - Схема энергетической установки с регенерацией тепла в открытом паровом контуре: 1 – водоподготовительная установка; 2 – питательный насос; 3 – котел-утилизатор; 4 – камера сгорания; 5, 6, 7 – турбины ВД, СД, НД газогенератора; 8 – свободная турбина; 9, 10, 11 – компрессоры НД, СД, ВД соответственно; 12 - электрогенератор; В – воздух; Т – топливо; Г – газ; П – пар; НД – низкое давление; СД – среднее давление; ВД – высокое давление
Впрыск воды (или пара) в поток воздуха, охлаждающего турбину. Подача воды или пара в конструктивно измененную систему охлаждения позволяет повысить КПД цикла за счет повышения температуры газа перед турбиной и уменьшения расхода воздуха на охлаждение, либо, при сохранении температуры газа неизменной, существенно увеличить её ресурс. Эксперименты, проведенные на моделях и в составе натурного ГТД, показывают, что подача 10% по массе воды в поток охлаждающего воздуха позволяет снизить температуру паровоздушной смеси на 200…300 С, а тела лопатки на 100…150C. Экспериментальные исследования проводились на натурном ТРДД НК-321 с тягой 140 кН, степенью двухконтурности m = 1,3, степенью сжатия в компрессоре к*= 27 и температурой газа перед турбиной на максимальном режиме Тг* = 1600 К. На базе ТРДД НК-321 созданы ГТУ НК-36СТ и НК-37 мощностью 25 МВт. При впрыске воды без охлаждения статора турбины радиальный зазор увеличивается по концам рабочих лопаток в зависимости от количества введенной воды из-за снижения температуры диска и лопаток турбины ВД. Как следствие этого уменьшается КПД турбины, увеличивается удельный расход топлива. Включение системы охлаждения статора позволяет уменьшить радиальный зазор при впрыске воды и восстановить параметры работы двигателя на уровне, соответствующем работе без впрыска, уменьшив температуру тела лопатки турбины. Для этого необходимо применение двух одновременно работающих систем: впрыска воды и обдува статора турбины.

Впрыск пара в турбину. Схема привода представлена на рис. 3 (так называемый энергетический впрыск). Дан пример применения данного цикла в ГТУ НК-37. Использованы достоинства, присущие циклам Брайтона и Ренкина, благодаря чему обеспечиваются повышение мощности и КПД. Часть пара может подаваться не в турбину газогенератора, а в свободную турбину. Рассматривается вариант ГТУ, в котором предполагается сохранение неизменной геометрии проточной части турбин. Поскольку установка работает по открытому циклу с выбросом значительных количеств пара в атмосферу, то требуется решение вопроса водоподготовки.

Паропроизводительность установки. При максимальной температуре газа перед турбиной высокого давления двигателя НК-37, равной Т*r=1480 K (при tн=+15С), с подачей пара на вход в турбину ВД котел-утилизатор может выработать при отсутствии дожигания в выхлопной шахте до 12…13% пара (по массе) от расхода газа через двигатель. Очевидно, что дожигание в шахте может существенно увеличить паропроизводительность и мощность установки. Однако экономичность при этом по сравнению с циклом без дожигания снизится.

Установлено, что изменение мощности установки по расходу пара имеет излом при Gг и делится на два отличающихся по характеру участка. В точке излома максимальная мощность установки составляет Nст= 39,2 МВт. Причиной излома является необходимость уменьшения максимальной температуры газа (Т*г=1480 К) из-за запирания расхода через компрессор низкого давления вследствие его раскрутки, а также из-за усиления рассогласования работы каскадов при дальнейшем повышении подачи пара в турбины. Таким образом, при неизменной пропускной способности турбин повышение расхода пара свыше нецелесообразно. Темп роста КПД установки при подаче пара оказался незначительным. Показано, что увеличение расхода пара сопровождается снижением температуры газа перед турбиной высокого давления и снижением паропроизводительности. Например, при Nст=30 МВт максимальная паропроизводительность равна 8%. Эта особенность может рассматриваться как резерв увеличения ресурса установки.

Влияние подачи пара перед свободной турбиной. Мощность и КПД установки непрерывно увеличиваются и при расходе пара, равном =11%, прирост Nст составляет 3,2 МВт (~ 10 % от 30 МВт), а КПД установки ~ 4,0 %. Ограничительным фактором является паропроизводительность, которая для конкретной в заданном примере установки без дожигания может составить .

Таким образом, при неизменной пропускной способности свободной турбины подача пара в неё является эффективным способом повышения мощности и КПД.

Влияние совместной подачи пара в турбины газогенератора и свободную турбину. Максимальная мощность, которую может развить установка, равна примерно 40 МВт при = 38,6 %, дальнейшее увеличение мощности ограничено паропроизводительностью котлов-утилизаторов, которая для рассматриваемого случая составляет (6% пара подается в турбину ВД). При подаче в турбину ВД пара в количестве =3% максимальная мощность установки снижается до 37,5 МВт, при этом КПД установки равен 40,5 %. Дальнейший рост мощности также ограничен паропроизводительностью, которая равна .

Схемы четвертого уровня. Установки сложных циклов. Схема такой ГТУ представлена на рис.4.


9



1 2 3 4

5

17

8


7

6


10

12

13

14

15
16

11


Рисунок 4 - Схема энергетической установки с регенерацией тепла в замкнутом паровом контуре: 1– компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – турбина газогенератора; 4 – силовая турбина; 5 – паровая турбина; 6 – пароперегреватель; 7 – испаритель; 8 – экономайзер; 9,16 – насос подачи воды; 10 – деаэратор; 11 – котел-утилизатор; 12 – вентилятор; 13 – конденсатор; 14 – вакуумный насос; 15 – емкость; 17 – потребитель мощности




КПД парогазовой установки равен

.
Для современных приводов находится в пределах 0,25…0,38, – 0,3…0,45, а степень регенерации изменяется от 0,6 до 0,85 и даже до 0,92 при   5 и малых потерях давления в матрицах регенератора. Так как второе слагаемое в выражении для КПД всегда величина положительная, то суммарный КПД ПГУ больше КПД комплектующих приводов.

Газотурбинный двигатель, который обеспечивает при стандартных атмосферных условиях получение за силовой турбиной температуры порядка 450…500С, считается пригодным для использования в составе ПГУ. Это положение, очевидно, не является строгим, поскольку в нем не находит отражение фактор районирования, определяющий годовые колебания атмосферной температуры. Однако обычно предъявляемое заказчиком требование об эксплуатационном диапазоне по tн от минус 55 до плюс 40C существенно ограничивает возможность использования в составе комбинированных ПГУ высокоэффективных авиационных газотурбинных двигателей с большой степенью сжатия и относительно низкой температурой за силовой турбиной. Выходом из этой ситуации может быть повышение температуры перед силовой турбиной или за ней путем дожигания топлива в потоке поступающего в нее газа. Сравнение основных показателей установок с дожиганием топлива перед силовой турбиной и в шахте выполнено для ПГУ, в составе которой использован газотурбинный привод НК-37. На рис. 5 представлено изменение мощности исследованных вариантов парогазовых установок в зависимости от tн и приведены численные значения КПД в характерных точках. Так, кривая 1 характеризует базовый привод с учетом программы его регулирования; кривая 2 соответствует изменению мощности и КПД парогазовой установки, созданной на базе газогенератора НК-37, без дожигания; кривая 3 отражает влияние дожигания за силовой турбиной ПГУ (в шахте) на мощность и КПД; кривая 4 отражает эффективность дожигания газа перед силовой турбиной до температуры 1000 К. При этом температура в шахте для вариантов, соответствующих кривым 3 и 4, одинакова, т. е. одинакова мощность, развиваемая паровой приставкой. Показатели установки при температуре перед силовой турбиной Т*вх СТ = 1180 К отражает кривая 5. Значение Т*вх СТ = 1180 К рассматривается как предельное для неохлаждаемых турбин большого ресурса. ПГУ без дожигания развивает мощность, существенно меньшую, чем может быть получена при дожигании перед силовой турбиной.



47

43

Рисунок 5 - Изменение мощности N и КПД эф различных типов ПГУ в зависимости от температуры окружающей среды tн: 1 – 5 типы ПГУ
Изменение характеристики 2 по tн с эксплуатационной точки зрения крайне неблагоприятно. КПД ПГУ с дожиганием, несмотря на дополнительный расход топлива, превосходит КПД ПГУ без дожигания. Например, при Т*вх СТ = 1180 К и tн = -50 оС КПД равен 50,4% вместо 46,9% (кривая 2); соответственно мощность установки увеличивается с 36 до 65 МВт.

Представляют интерес и результаты исследования характеристик привода НК-37 с дожиганием перед силовой турбиной при отсутствии паровой приставки. Промежуточный подогрев обеспечивает существенное увеличение мощности привода, но сопровождается уменьшением термического КПД, который тем ниже, чем больше подогрев в промежуточной камере сгорания. Эта тенденция противоположна той, которая получена при дожигании перед СТ в составе парогазового цикла.

Таким образом, оснащение авиационного газотурбинного привода камерой дожигания с умеренной степенью подогрева газа перед СТ позволяет решить проблему использования высокоэффективных авиационных приводов в составе ПГУ.

Помимо существенного форсирования мощности и повышения экономичности к достоинствам парогазовой схемы относятся также малые безвозвратные потери специально подготавливаемой цикловой воды; компенсации подлежат только утечки из уплотнений и систем деаэрации и вакуумирования. Однако большая металлоемкость и конструктивная сложность паротурбинного контура, а также дополнительные трудности эксплуатации, ограничивают использование таких агрегатов главным образом станциями городского типа.

Схема комбинированной установки с выносным энергоблоком приведена на рис. 6. В ГТУ предусматривается утилизация тепла в газовоздушном ТО и в ТО «газ-вода-пар», а также использование для подогрева и испарения воды суммарного расхода газа двух турбин, что обеспечивает возможность получения нетрадиционно высокого КПД и мощности установки. ГТУ новой схемы на базе привода второго поколения НК-12СТ обеспечивает форсирование мощности установки с 6,3 до 15,5 МВт, т. е. почти в 2,5 раза и увеличение КПД с 26 до 36%, т. е. почти в 1,4 раза. Мощность установки на базе привода НК-30СТ увеличивается с 25 до 53,7 МВт, КПД – с 29,8 до 38,1%, мощность установки на базе привода НК-37 – также с 25 до 53,7 МВт, КПД – с 36,4 до 42,7% (см. рис. 1). При использовании данной схемы с паротурбинной приставкой и дожиганием топлива перед силовой турбиной привода мощность установки на базе НК-30СТ увеличивается до 95,25 МВт при КПД 54,5%, а на базе привода НК-37 мощность оказывается равной 93,5 МВт, КПД составляет 55%.

ГТУ с выносным энергоблоком открывают возможность получения одного кВт установленной мощности с относительно низкой стоимостью (С=220…230 дол. США), а также создания их в короткие сроки, с быстрой окупаемостью инвестиций.


11 12 13 14 15 1 16 3 11




9 18

17


22

2

7 5 4

8

10

6

19 20 21

~

~

Рисунок 6 - Принципиальная схема комбинированной энергетической ГТУ с выносным энергоблоком: 1 – силовая турбина компрессора; 2 – газотурбинный привод; 3 – воздушный компрессор; 4 – газовоздушный теплообменник; 5 – силовая турбина электрогенератора 7; 6 – камера сгорания дополнительного контура; 8 – тройник; 9 – теплообменник-утилизатор «газ – вода»; 10 – выносной энергоблок; 11 – воздух из атмосферы; 12 – компрессор привода; 13 – камера сгорания привода; 14 – турбина привода; 15 – камера дожигания; 16 – мультипликатор; 17 – вода; 18 – выхлопные газы; 19 – паровая турбина; 20 – электрогенератор; 21 – паровая приставка; 22 – конденсатор



Комбинированная энергетическая установка новой схемы, создаваемая на базе серийно выпускаемых приводов «НК», обеспечивает получение существенно больших КПД и мощности, чем исходные приводы. Могут быть созданы ГТУ мощностью от 15 МВт до 95 МВт и КПД до 55%.

Схема сдвоенного привода, включающая два ГТД НК-37 простого цикла, два котла-утилизатора и одну паровую турбину. Максимальная мощность, которая может быть получена в данной ГТУ, равна 66 МВт при КПД 48,6%. При этом мощность паротурбинной приставки составляет примерно 30% от мощности газотурбинной части. В случае применения двигателя НК-37-1 мощностью 30 МВт суммарная мощность ГТУ по рассматриваемой схеме может быть реализована на уровне 78 МВт. Для повышения эффективности ГТУ с НК-37 по мощности и КПД целесообразно использовать дожигание топлива в шахте или перед силовой турбиной двигателя. Например, при =1180 К мощность ГТУ увеличивается с 66 до 96 МВт, а КПД с 48,6 до 51,2%.

Двухконтурный газотурбинный двигатель для привода ГПА (рис. 7). Наличие вентиляторного контура у базовых двигателей с относительно низкими параметрами потока *вII и Т*вII позволяет в принципе рассматривать регенерацию в нем тепла с помощью теплообменного аппарата как резерв повышения КПД и мощности газотурбинного привода. Теплообменник должен быть модульной конструкции, обеспечивать большой ресурс работы, обладать умеренной металлоемкостью, быть транспортабельным и обеспечивать при умеренных гидравлических потерях получение степени регенерации рег ~ 0,8…0,9. Перспективным может оказаться регенеративный теплообменник с матрицей, имеющей коэффициент компактности более 0,8103 м23. Рабочим телом турбины второго контура является подогретый воздух. Для получения высоких значений КПД ГТУ необходимо стремиться к обеспечению гидравлических потерь в теплообменнике по газовой и воздушной линиям ~ 2…3%, а 0,85.

Показано, что в цикле привода НК-16СТ увеличение эф равно приблизительно 3,5%, а в цикле привода НК-30СТ примерно 4,5%. Это различие вызвано неодинаковостью температуры выхлопных газов, последняя в цикле привода НК-30СТ выше на 70%.



3 5 8 9 10 11 12 13 14


6

2

1

4

4 6 6 7 7

7

7

6

Рисунок 7 - Схема газотурбинного привода с регенерацией тепла в вентиляторном контуре: 1 – КНД; 2 – вентилятор; 3 – КВД; 4, 6, 7 - расчетные сечения между ступенями турбин; 5 – КС; 8 – ТВД; 9 – ТНД; 10 – турбина вентилятора; 11 – первая силовая турбина; 12 – выхлопная щахта с теплообменником; 13 – вторая силовая турбина; 14 – выхлопная шахта; – одноконтурный привод; – двухконтурный привод без регенерации тепла; , – направления движения воздуха соответственно внутреннего и наружного контуров; ▬ ▬ – направление движения выхлопных газов




Основным недостатком является сложность создания высокоэффективного транспортабельного теплообменного аппарата модульной конструкции и повышенная металлоемкость.

Таким образом, выполненные расчетные исследования двухконтурной ГТУ с параметрами ГТД НК-36СТ и вентилятором с = 2,5 показывают, что КПД такой установки может быть получен равным 40,5% , а мощность 27,5 МВт.

Двухконтурный привод может оказаться выгодным при решении других энергетических задач, например, в комбинации с одноконтурным, имеющим сравнительно низкие значения и цикла. В этом варианте воздух, сжатый в наружном контуре вентилятора с  2,0, отбирается и подается на вход в низконапорный привод, имитируя эффект дополнительного контура. При этом возрастает мощность и суммарный термодинамический эффект.

Работы по двухконтурной ГТУ с регенерацией тепла оказались весьма полезными при рассмотрении их применительно к авиационному турбовинтовому двигателю.
SUMMARY
We analyze the tendencies toward the development of industrial gas turbine installations (GTl) for gas and power industries and show the ways of increasing power and efficiency of GTIs developed for power engineering around aircraft engines: improvement of cycle parameters, flow passage elements and different auxiliary systems, as well as the use of integrated schemes of installations with steam attachments.
УДК 632.680
ОПЫТ РАЗРАБОТКИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УПРУГИХ МУФТ В ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ АГРЕГАТАХ ГАЗОВОЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Марцинковский В.С., Овсейко И.В., Юрко В.И.

ООО "ТРИЗ", г. Сумы, Украина
Для современных центробежных компрессорных агрегатов газовой и нефтехимической промышленности проблема соединения валов в единую роторную систему приобретает новые аспекты. Соединительные муфты должны не только обеспечивать надежную передачу больших крутящих моментов при высокой частоте вращения, но и иметь стабильно низкий дисбаланс, обладать высокими компенсирующими свойствами, демпфировать вибрации, передающиеся по валопроводу от одних частей агрегата к другим, иметь оптимальные упруго-массовые характеристики. Работая в зоне больших нагрузок, муфты должны иметь высокую степень надежности и длительный ресурс работы. В нынешних экономических условиях немаловажным требованием является снижение стоимости обслуживания и ремонта.

Всем выше перечисленным требованиям наиболее полно удовлетворяют упругие муфты с пакетом металлических мембран (Рис. 1). Наборная конструкция мембран не подвержена заклиниванию. Низкие реактивные силы благоприятно влияют на роторную систему, срок службы которой меньше зависит от точности центровки валов. Муфты одновременно обладают жесткостью в отношении кручения и гибкостью в осевом и угловом направлении, компенсируя значительные величины расцентровки валов, в том числе несоосность.



Упругая муфта с пакетами металлических мембран


Рисунок 1 - Упругая муфта с пакетами металлических мембран
Длительный ресурс работы и динамическая стабильность муфт обеспечены низким дисбалансом и отсутствием изнашивающихся трущихся элементов. Весомым положительным качеством упругих муфт является их способность демпфировать вибрации, передающиеся по валопроводу, за счет упругих свойств пакетов мембран. Муфты не требуют смазки, постоянного обслуживания. В случае маловероятной поломки мембран (только при многократных перегрузках) муфты имеют аварийный привод для передачи крутящего момента.

В настоящее время ООО "ТРИЗ" накоплен опыт по проектированию, изготовлению и внедрению в эксплуатацию "сухих" муфт с тремя типами мембран: дисковыми (тип МСД), кольцевыми с фасонными вырезами (тип МСК), и мембранами, состоящими из полосовых элементов (тип МСП) (рис. 2). Проведен большой комплекс работ по изучению преимуществ каждого из перечисленных типов, испытанию различных материалов мембран, разработке методик расчета, что позволило определить область оптимального применения каждого типа мембран. Дисковые мембраны наиболее просты в изготовлении. Кольцевые мембраны с фасонными вырезами обладают по сравнению с предыдущими большей осевой и радиальной податливостью. Полосовые элементы позволяют наиболее рационально использовать исходный дорогостоящий материал - ленту из нагартованой аустенитной нержавеющей стали.


а) б) в)

Рисунок 2 - Типы упругих элементов муфт:

а) дисковый (тип МСД); б) кольцевой тип МСК; в) полосовой (тип МСП)
Наиболее надежными в эксплуатации и удовлетворяющими разнообразным требованиям заказчиков зарекомендовали себя муфты с пакетами из кольцевых мембран с фасонными вырезами типа МСК (Рис. 3). В настоящий момент они составляют основу номенклатуры упругих муфт, поставляемых фирмой "ТРИЗ", и все вышеперечисленные достоинства муфт с пакетами металлических мембран подтверждаются опытом их эксплуатации на многих предприятиях химической и нефтегазовой промышленности стран СНГ. Диапазон работы "сухих" муфт, проектируемых и изготавливаемых ООО "ТРИЗ", по передаваемому крутящему моменту составляет от 30 до 140000 Нм.

Как правило, заказчики обращаются на фирму "ТРИЗ" не просто с целью заказать новую муфту взамен отработавшей свой ресурс, но в первую очередь при необходимости решить проблему, связанную с работоспособностью оборудования, прямо или косвенно зависящую от работы соединительной муфты. Преимущества муфт с упругими металлическими элементами позволяют это сделать.

Одной из наиболее часто встречающихся проблем в эксплуатации компрессорного оборудования является динамическая неустойчивость и повышенные вибрации роторов. Анализ основных причин повышенной вибрации компрессорных агрегатов, а также практика работ по модернизации показали, что для снижения виброактивности и повышения надежности целесообразна реализация следующих мероприятий:

  1. Установка упругих соединительных муфт с повышенными компенсирующими и виброизолирующими свойствами.

  2. Установка опорных и упорных подшипников с повышенными демпфирующими свойствами.

  3. Разработка системы диагностики.



Рисунок 3 - Муфта с упругими металлическими элементами типа МСК конструкции ООО "ТРИЗ"

Рассмотрим примеры комплексного применения мероприятий по первым двум пунктам, т.к. практика показала, что использование упругих муфт с целью повышения динамической устойчивости компрессорных агрегатов наиболее эффективно в совокупности с установкой опорных демпферных подшипников конструкции ООО "ТРИЗ". При модернизации компрессоров 105 J НАК "АЗОТ" (г. Новомосковск, Россия) установлены подшипники с повышенными демпфирующими свойствами на турбине и упругая муфта между турбиной и компрессором. В компрессорах 102J установлены демпферные подшипники на турбине, КНД и КВД, а также упругие муфты между турбиной и КНД, КНД и КВД. Это позволило исключить взаимное влияние частей агрегата друг на друга и снизить их вибрацию до нормативных требований. При этом прекратились аварийные остановы оборудования и снизились убытки от простоев и затраты предприятия на ремонт оборудования.

Ниже в табл. 2 приведены результаты установки демпферных подшипников и упругих муфт на компрессорном агрегате 11ТК-1 цеха Карбамид-3 НАК "АЗОТ" в 1997 г.
Таблица 2

Места замеров

Уровень вибраций, мкм




До установки

После установки

Сторона опорного подшипника

  • без нагружения

  • после нагружения

Сторона упорного подшипника

  • без нагружения

  • после нагружения



75

70


90 – 100

85



25

20


50

35


Вместе с тем можно привести примеры, когда только установка упругих муфт (без подшипников) позволяла решить ряд проблем на различных технологических линиях. Так, на компрессорном агрегате ГТТ-3М производства азотной кислоты НАК "АЗОТ" имели место частые случаи разрушения штатных зубчатых муфт, вызванные большой несоосностью соединяемых валов на переходных режимах. Здесь были установлены упругие муфты между турбиной и редуктором, редуктором и компрессором и между редуктором и генератором, а также демпферные подшипники на редукторе, что позволило обеспечить безаварийный пуск агрегата и его эксплуатацию на рабочем режиме, а также снизить уровень вибраций в 2 раза.

Помимо компрессорного оборудования, ООО "ТРИЗ" проектирует и поставляет упругие муфты для центробежного насосного оборудования, где имеются сходные проблемы. На главном питательном насосе 104 J технологической линии по производству аммиака НАК "АЗОТ" из-за вибраций, передающихся по валопроводу и вызывающих резонансные колебания турбины, агрегату не удавалось выйти на рабочий режим. Взамен штатных были установлены упругие муфты между турбиной и редуктором и между редуктором и насосом, это позволило снизить передачу вибраций по валопроводу и выйти на рабочий режим. Аналогичная проблема с этим же насосом имелась и так же была решена на Днепродзержинском ОАО "ДнепрАЗОТ" (Украина).

В 1999 г. фирма "ТРИЗ" поставляла упругие муфты по заказу польской фирмы "Турботех-Лодзь", проводившей модернизацию компрессорного агрегата 101 J Новгородского АО "Акрон". Были установлены упругие муфты между турбиной и КНД, КНД и редуктором. После того, как взамен зубчатой была установлена упругая муфта между турбиной и КНД, вибрации ротора турбины снизились в 4 раза.

Использование упругих муфт позволяет эффективно решать проблемы, связанные с дополнительными нагрузками на валы от соединительных муфт. Так, при обследовании ряда компрессоров "Babetta", проведенного специалистами ООО "ТРИЗ" на различных предприятиях химической промышленности, в том числе и на Днепродзержинском ОАО "ДнепрАЗОТ", было выявлено, что одной из причин осевых сдвигов ротора КВД указанного компрессора является интенсивный износ в зубчатом зацеплении соединительной муфты.

В результате интенсивного износа произошло изменение профиля зацепления, а наличие продуктов износа привело к увеличению коэффициента трения. Из-за этого возросла осевая сила, передаваемая муфтой, (предположительно с 450 до 800 - 1200 кгс).

После выхода на рабочий режим, в результате прогрева ротора, происходит его тепловое линейное расширение. Поскольку зубчатое зацепление не компенсировало тепловое расширение вала, смещение происходило в сторону несущего упорного подшипника и, как следствие, вызывало его разрушение.

Проблема повышения динамической и осевой устойчивости компрессорных агрегатов "Babetta" на ОАО "ДнепрАЗОТ" решалась комплексно. Были проведены работы по повышению диаметра разгрузочного поршня двух роторов КВД, а также балансировка двух зубчатых колес мультипликатора КВД. Наряду с этим ООО "ТРИЗ" были разработаны и поставлены три комплекта опорных демпферных и опорно-упорных подшипников с демпферной опорной частью и усиленной упорной частью, а также три упругих муфты между редуктором и КВД. После реализации указанных мер компрессорные агрегаты на ОАО "ДнепрАЗОТ" работают без осевых сдвигов с 1997 года.

С учетом выше изложенного, перспективным представляется применение муфт с упругими металлическими элементами в составе газоперекачивающих агрегатов, что позволяет решить ряд типовых проблем, имеющих место при эксплуатации агрегатов с зубчатыми муфтами.

В качестве примера рассмотрим одну из таких проблем, возникающих при пуске газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16. Соединительная муфта данного агрегата имеет жесткую связь с ротором свободной турбины (дисковая муфта); со стороны ротора нагнетателя она освобождена (зубчатая муфта), что обеспечивает осевое перемещение торсионного вала за счет проскальзывания в зубчатой паре. Величина максимального относительного перемещения валов агрегата с учетом температурного прогрева конструкции и сдвига в подшипниках нагнетателя и свободной турбины составляет  8 мм, что должно компенсироваться зубчатой муфтой. Однако, большой крутящий момент на зубчатой паре муфты вызывает значительную силу нормального давления по рабочим поверхностям зубьев, что приводит к большой силе трения и ограничивает свободное осевое перемещение валов установки. Вследствие этого в пусковые моменты из-за прогрева конструкции на постоянных оборотах возрастает осевая сила на подшипник свободной турбины, отмечается резкое сбрасывание осевых сил до нулевых значений при проскальзывании в шлицах муфты и возникает усилие, действующее в противоположную сторону. Затем нарастание силы повторяется несколько раз в течение прогрева до момента стабилизации температуры конструкции. По данным замеров осевой силы на подшипник свободной турбины при выходе на рабочий режим и на номинальных оборотах свободной турбины nст = 5300 об/мин отмечается рост осевой силы в сторону двигателя до 4000…4500 кгс и до 500 кгс в противоположную сторону.

Газодинамическая сила свободной турбины не превышает 1500 кгс, направлена строго в сторону нагнетателя, и не может вызывать вышеперечисленных явлений.

Процесс возрастания осевой силы, сбрасывание и действие ее в противоположную сторону даже в непродолжительные пусковые периоды (в течение не более 1,5 часов начальной работы установки) могут неблагоприятно сказываться на работе осевых подшипников установки, и особенно нежелательны для подшипника свободной турбины.

Принимая во внимание нежелательные нагрузки в пусковые и переходные режимы, замена штатной муфты ГПА-Ц-16 на упругую с металлическими элементами позволяет решить указанную проблему и добиться компенсации осевых перемещений ротора установки в момент прогрева без резкого возрастания и перекладки осевой силы и восприятия осевой силы турбины на подшипник нагнетателя без проскальзывания в зубчатой муфте.

Как уже указывалось выше, основным преимуществом муфт с упругими металлическими элементами является их способность работать при смещенных осях валов без создания значительных дополнительных нагрузок на валы и их опоры. Способность муфты передавать крутящий момент при определенных величинах несоосности соединяемых валов является ее компенсирующей способностью. Максимальные осевые или угловые смещения ограничиваются либо допускаемыми величинами дополнительных нагрузок на валы, либо напряжениями в упругих элементах, определяющими прочность и долговечность муфт.

В процессе работы упругие элементы муфты находятся в сложном напряженно-деформированном состоянии, одновременно испытывая как статические, так и циклические напряжения, вызываемые различными факторами, главные из которых - крутящий момент, центробежная нагрузка, а также несоосность соединяемых валов. Расчет и проектирование муфт осуществляется, исходя из условия обеспечения передачи крутящего момента при требуемых заказчиком параметрах несоосности. Фирмой "ТРИЗ" были разработаны методики расчетов, учитывающие перечисленные факторы, и позволяющие проводить не только поверочные, но и оптимизационные расчеты, направленные на минимизацию осевой и угловой жесткости при соблюдении условий прочности пакета мембран. Указанные методики дают возможность определять характеристики муфт при их работе на различных режимах.

Опыт эксплуатации муфт с упругими металлическими элементами свидетельствует о том, что применение упругих муфт вместо штатных (зубчатых, втулочно-пальцевых и других) в роторных машинах требует тщательного учета влияния их упругоинерционных свойств на динамические характеристики системы валопровода.

Подтверждением этому является изложенный ниже опыт внедрения муфт МСК вместо штатных зубчатых муфт упоминавшегося выше компрессорного агрегата 102J Новомосковского НАК “АЗОТ”.

Агрегат 102J, производства японской фирмы HITACHI, состоит из последовательно соединенных приводной турбины, КНД и КВД. Номинальная скорость вращения валопровода агрегата – 9850 об/мин. Особенностью агрегата 102J цеха Аммиак-3 НАК "АЗОТ" была его динамически неустойчивая работа на определенных технологических режимах, характеризующаяся периодическим повышением (выше допускаемых значений) и снижением уровня вибраций. Замена зубчатых муфт на упругие, обладающие повышенными демпфирующими и виброизолирующими свойствами, рассматривалась как один из способов борьбы с этой неустойчивостью.

При замене двух штатных зубчатых муфт (между турбиной и КНД и между КНД и КВД) на разработанную конструкцию муфт типа МСК были зафиксированы повышенные уровни вибрации валопровода. Максимальный уровень вибраций наблюдался на КНД со стороны муфты, соединяющий его с КВД.

Для выяснения причин повышенной вибрации был проведен расчетный анализ динамических свойств системы валопровода агрегата, а также самих муфт. По программе, реализующей метод конечных элементов, выполнен расчет свободных колебаний подсистем роторов турбины, КНД и КВД, а также всей системы валопровода, как со штатными зубчатыми муфтами, так и с разработанными муфтами МСК.

По разработанной фирмой "ТРИЗ" методике были проведены также расчеты собственных частот колебаний самих муфт типа МСК, а также их виброизолирующих свойств.

На основе проведенного анализа была выполнена конструкторская доработка муфты МСК, установленной между КНД и КВД с уменьшением ее массы на 4 кг и изменением жесткости пакетов упругих элементов.

При вводе агрегата с доработанной муфтой в работу (осень 1998 г.) и дальнейшей его эксплуатации повышенных вибраций не наблюдалось. Таким образом, проблема неустойчивой работы компрессорного агрегата на переходных технологических режимах была решена, что подтверждает правильность расчетного анализа и предпринятых мер по доработке муфт.

В настоящее время ООО "ТРИЗ" разработан пакет прикладных программ, позволяющий проводить оптимизацию муфт с упругими металлическими элементами по критериям прочности, виброизолирующим и компенсирующим свойствам с учетом динамических особенностей конкретных роторных машин. Блок-схема задач, решаемых фирмой "ТРИЗ" при проектировании муфт с упругими элементами, приведена на рис. 4.


Рисунок 4 - Задачи, решаемые при проектировании муфт с упругими элементами

Подводя итог сказанному, следует отметить, что в результате накопленного за 10 лет опыта проектирования и эксплуатации муфт с упругими металлическими элементами в фирме "ТРИЗ" выработана система проектирования упругих муфт, направленная на обеспечение их высокого качества и удовлетворение требований заказчиков. Большое конструктивное разнообразие муфт с гибкими металлическими мембранами, разрабатываемых и изготавливаемых ООО "ТРИЗ", позволяет их проектировать с учетом требований заказчика, всех особенностей агрегата и условий эксплуатации муфты.

При этом необходимо отметить следующие моменты:

Муфта проходит:

Прогнозируемый (расчетный) ресурс муфты составляет 20 лет, гарантия и обязательства соответствуют требованиям API 671.

Т.к. муфты с упругими элементами фирмы "ТРИЗ" поставляются с учетом специфики применения, то при правильной эксплуатации их ресурс практически не ограничен.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации