Главная Малые формы Последовательность монтажа паровой турбины. Турбины паровые общие технические условия на капитальный ремонт нормы и требования

Последовательность монтажа паровой турбины. Турбины паровые общие технические условия на капитальный ремонт нормы и требования

СТО 70238424.27.040.008-2009

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП "ИНВЭЛ"

ТУРБИНЫ ПАРОВЫЕ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

ОКС 03.080.10
03.120

27.040
ОКП 31 1111 1

Дата введения 2010-01-11

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. "О техническом регулировании" , а правила разработки и применения стандартов организации - ГОСТ Р 1.4-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения"

Настоящий стандарт определяет технические требования к ремонту турбин паровых стационарных и требования к качеству отремонтированных турбин.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями к стандартам организаций электроэнергетики "Технические условия на капитальный ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования", установленными в разделе 7 СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования.

Добровольное применение настоящего стандарта, совместно с другими стандартами организации НП "ИНВЭЛ" позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах по безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом "Центральное конструкторское бюро Энергоремонт" (ЗАО "ЦКБ Энергоремонт")

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП "ИНВЭЛ"

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП "ИНВЭЛ" от 18.12.2009 N 93

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

Настоящий стандарт:

- определяет технические нормы и требования к ремонту турбин паровых стационарных для тепловых электростанций, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

- устанавливает:

- технические требования, объем и методы дефектования, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбин паровых стационарных в целом в процессе ремонта и после ремонта;

- объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных паровых стационарных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта;

- распространяется на капитальный ремонт турбин паровых стационарных;

- предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом регулировании"

ГОСТ 4.424-86 Система показателей качества продукции. Турбины паровые стационарные. Номенклатура показателей

ГОСТ 8.050-73 Нормативные условия выполнения линейных и угловых измерений

ГОСТ 8.051-81 Погрешности, допускаемые при измерении линейных размеров до 500 мм

ГОСТ 12.1.003-83 Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 27.002-89 * Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
________________
ГОСТ Р 27.002-2009

ГОСТ 162-90 Штангенглубиномеры. Технические условия

ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические требования

ГОСТ 520-2002 * Подшипники качения. Общие технические условия
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 520-2011 , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 577-68 Индикаторы часового типа с ценой деления 0,01 мм. Технические условия

ГОСТ 868-82 Нутромеры индикаторные с ценой деления 0,01 мм. Технические условия

ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

ГОСТ 6507-90 Микрометры. Технические условия

ГОСТ 8026-92 Линейки поверочные. Технические условия

ГОСТ 9038-90 Меры длины концевые плоскопараллельные. Технические условия

ГОСТ 9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие технические условия

ГОСТ 10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 10905-86 Плиты поверочные и разметочные. Технические условия

ГОСТ 11098-75 Скобы с отсчетным устройством. Технические условия

ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 23677-79 Твердомеры для металлов. Общие технические условия

ГОСТ 24278-89 Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования

ГОСТ 25364-97 Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений

ГОСТ 25706-83 Лупы. Типы, основные параметры. Общие технические требования

СТО 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования.

СТО 70238424.27.100.011-2008 Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования

СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования

СТО 70238424.27.040.007-2009 Паротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены понятия по Федеральному закону РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом регулировании" , термины по ГОСТ 15467 , ГОСТ 16504 , ГОСТ 18322 , ГОСТ 27.002 , СТО 70238424.27.010.001-2008 , а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте характеристики физические (механические, электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность...).

3.1.2 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы, вытекающая из требований.

3.1.3 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.4 качество ремонта оборудования: Степень выполнения требований, установленных в нормативной и технической документации, при реализации комплекса операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования или его составных частей.

3.1.5 оценка качества ремонта оборудования: Установление степени соответствия результатов, полученных при освидетельствовании, дефектовании, контроле и испытаниях после устранения дефектов, характеристикам качества оборудования, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.6 технические условия на капитальный ремонт: Нормативный документ, содержащий требования к дефектованию изделия и его составных частей, способы ремонта для устранения дефектов, технические требования, значения показателей и нормы качества, которым должно удовлетворять изделие после капитального ремонта, требования к контролю и испытаниям оборудования в процессе ремонта и после ремонта.

3.2 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

ВД - высокое давление;

КПД - коэффициент полезного действия;

НД - низкое давление;

НТД - нормативная и техническая документация;

РВД - ротор высокого давления;

РНД - ротор низкого давления;

РСД - ротор среднего давления;

СД - среднее давление;

УЗК - ультразвуковой контроль;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЦСД - цилиндр среднего давления.

4 Общие положения

4.1 Подготовка турбин паровых стационарных (далее турбин) к ремонту, вывод в ремонт, производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны осуществляться в соответствии СТО 70238424.27.100.017-2009 .

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены в СТО 70238424.27.100.006-2008 .

4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных турбин. Порядок проведения оценки качества ремонта турбин устанавливается в соответствии с СТО 70238424.27.100.012-2008 .

4.3 Требования настоящего стандарта, кроме капитального, могут быть использованы при среднем и текущем ремонтах турбин. При этом учитываются следующие особенности их применения:

- требования к составным частям и турбинам в целом в процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

- требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта при среднем ремонте применяются в полном объеме;

- требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным для установления работоспособности турбин.

4.4 При расхождении требований настоящего стандарта с требованиями других НТД, выпущенных до введения в действие настоящего стандарта, необходимо руководствоваться требованиями настоящего стандарта.

При внесении предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию на турбину и при выпуске нормативных документов органов государственного надзора, которые повлекут за собой изменение требований к отремонтированным составным частям и турбине в целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в настоящий стандарт.

4.5 Требования настоящего стандарта распространяются на капитальный ремонт турбины паровой стационарной в течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку турбин или в других нормативных документах. При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации турбин сверх полного срока службы, требования настоящего стандарта применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации.

5 Общие технические сведения

5.1 Типы турбин паровых, их конструктивные характеристики, рабочие параметры и назначение должны соответствовать ГОСТ 24278 и техническим условиям на турбины.

5.2 Стандарт разработан на основе технических условий на капитальный ремонт турбин типа К, Т, ПТ, Р, КТ по ГОСТ 24278 , а также технических условий на серийную продукцию заводов-изготовителей.

6 Общие технические требования

6.1 Требования настоящего раздела применяются совместно с общими техническими требованиями, установленными в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.2 Требования к метрологическому обеспечению ремонта турбин:

- средства измерений, применяемые при измерительном контроле и испытаниях, не должны иметь погрешностей, превышающих установленные ГОСТ 8.051 с учетом требований ГОСТ 8.050 ;

- средства измерений, применяемые при измерительном контроле и испытаниях, должны быть проверены в установленном порядке и пригодны к эксплуатации;

- нестандартизованные средства измерений должны быть аттестованы;

- допускается замена средств измерений, предусмотренных в НТД на ремонт, если при этом не увеличивается погрешность измерений и соблюдаются требования безопасности выполнения работ;

- допускается применение дополнительных вспомогательных средств контроля, расширяющих возможности технического осмотра, измерительного контроля и неразрушающих испытаний, не предусмотренных в НТД на ремонт, если их использование повышает эффективность технического контроля.

6.3 При разборке турбины должна быть проверена маркировка составных частей, а при отсутствии - нанесена новая или дополнительная. Место и способ маркировки должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.4 До и при разборке турбины должны быть проведены измерения, устанавливающие взаимное положение составных частей. После сборки взаимное положение составных частей должно соответствовать требованиям НТД на конкретную турбину.

6.5 Способы разборки (сборки), очистки, применяемый инструмент и условия временного хранения составных частей должны исключать их повреждение.

6.6 При разборке (сборке) составных частей должны быть приняты меры по временному креплению освобождаемых деталей во избежание их падения и недопустимого перемещения.

6.7 Обнаруженные при разборке турбины посторонние предметы, продукты истирания не допускается удалять до установления причин попадания (образования) или до составления карты их расположения.

6.8 Составные части турбины должны быть очищены. Для очистки (мойки) составных частей должны применяться очищающие (моющие) средства и способы, допущенные для применения в отрасли. При мойке недопустимо отслоение, помутнение, растворение покрытия.

6.9 Допускается не разбирать составные части для контроля посадок с натягом, если в собранном виде не установлено ослабление посадки.

6.10 Проемы, полости и отверстия, которые открываются или образуются при разборке турбины и ее составных частей, должны быть защищены от попадания посторонних предметов.

6.11 Детали резьбовых соединений, в том числе детали стопорения от самоотвинчивания, должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя.

6.12 Не допускается использование деталей резьбовых соединений, если имеются следующие дефекты:

- забоины, задиры, надломы, выкрашивания и срывы резьбы, коррозионные изъязвления рабочей части резьбы на длине более одного витка;

- односторонний зазор более 1,75% от размера "под ключ" между опорной поверхностью головки болта (гайки) и поверхностью деталей после установки болта (гайки) до касания с деталью;

- повреждения головок болтов (гаек) и шлицев в винтах, препятствующие завинчиванию с необходимыми усилиями;

- пониженная (повышенная) твердость крепежных изделий.

6.13 Моменты затяжки резьбовых соединений должны соответствовать приведенным в конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбин.

6.14 Допускается уменьшение диаметра ненарезанной части болтов (шпилек) не более, чем на 3% от номинального.

6.15 Шпильки должны быть завернуты в резьбовые отверстия до упора. Не допускается деформировать шпильки при надевании на них деталей.

6.16 Болты (гайки) фланцевых соединений должны быть равномерно затянуты. Последовательность затяжки устанавливается технологической ремонтной документацией и инструкциями завода-изготовителя.

6.17 Не допускаются к повторному использованию пружинные шайбы, если высота развода концов менее 1,65 толщины шайбы. Не допускается повторное использование шплинтов.

6.18 Стопорные шайбы допускается использовать повторно с загибом на головку болт (гайку) "нового угла" и удалением деформированного.

6.19 Цилиндрические штифты должны быть заменены, если посадка не соответствует конструкторской документации завода-изготовителя.

Конические штифты должны быть заменены, если плоскость наибольшего диаметра штифта заглубляется ниже плоскости детали более 10% ее толщины.

Цилиндрические и конические штифты должны быть заменены, если на их рабочей поверхности имеются задиры, забоины, коррозионные изъязвления на площади, превышающей 20% площади сопряжения и (или) резьбовая часть имеет повреждения, указанные в п.6.11.

6.20 При установке уплотняющих колец из эластичного материала не допускается растяжение их по внутреннему диаметру более 5% от первоначального.

6.21 Уплотняющие детали из резиновых шнуров (кроме кремнеорганических), уплотняющие (изолирующие) детали из волокнистых и прессованных материалов должны иметь клеевое соединение с одной из уплотняемых поверхностей, если конструкторской документацией не предусмотрено иное.

6.22 При установке уплотняющих деталей не допускается перекрытие ими проходного сечения уплотняемых отверстий и каналов.

6.23 Материалы, применяемые для ремонта, должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя турбины.

Перечень деталей, у которых возможна замена материалов, и материалы-заменители должны быть указаны в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

Качество материала должно быть подтверждено сертификатом или входным контролем в объеме, определяемом функциональным назначением материала в соответствии с требованиями нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.24 Методы и критерии оценки состояния металла основных элементов турбины (корпусы и детали, роторы, крепеж, лопатки, диски, сварные соединения) производятся в соответствии с СТО 70238424.27.100.005-2008 .

Решения по восстановлению работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых не отражены в настоящем стандарте, принимаются после согласования с заводом-изготовителем турбины.

6.25 Запасные части, используемые для ремонта, должны иметь сопроводительную документацию предприятия-изготовителя, подтверждающую их качество. Перед установкой запасные части должны быть подвергнуты входному контролю в объеме требований нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

6.26 При отсутствии необходимых запасных частей решения по восстановлению работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых превышают предельные размеры, принимаются после согласования с заводом-изготовителем.

7 Требования к составным частям

Требования настоящего раздела применяются совместно с требованиями к составным частям, установленными в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

Нормы зазоров и натягов сопряжений составных частей устанавливаются в СТО на ремонт конкретной турбины.

При восстановлении составных частей или замене одной (двух) сопрягаемых деталей должны быть обеспечены величины зазоров (натягов), указанные в графе "по чертежу". В отдельных обоснованных случаях допускается восстанавливать сопряжение, обеспечивая величины зазоров (натягов), указанные в графе "допустимые без ремонта при капитальном ремонте".

Допускаемые максимальные зазоры узлов регулирования при капитальном ремонте могут быть разрешены только при условии, что испытания системы регулирования на стоящей и на вращающейся турбине, проведенные в объеме паспорта завода-изготовителя, покажут выполнение всех характеристик.

Для золотников и букс сервомоторов регулирующих клапанов должны быть дополнительно сняты силовые характеристики сервомоторов (при искусственно заторможенном поршне), которые должны удовлетворять установленным требованиям.

При ручной дуговой сварке и наплавке составных частей применять сварочные материалы, указанные в конструкторской документации, при дуговой сварке в защитном газе применять газ аргон 1 или 2 сорта по ГОСТ 10157 .

Места наплавки и заварки не должны иметь:

- непровара по линии соединения основного и наплавленного металла, шлаковых включений и пор;

- трещин в наплавленном слое и основном металле около мест заварки;

- течи при необходимости соблюдения герметичности;

- увеличенной, по сравнению с основным металлом, твердости, препятствующей механической обработке;

- наплавленный слой должен быть зачищен заподлицо с основной поверхностью, шероховатость поверхности зачищенного слоя - не более 3,2.

Разборка цилиндров ВД и СД выполняется при достижении температуры 100 °С в зоне подвода острого пара.

Перед разборкой необходимо убедиться в обесточивании приборов контроля и управления турбоагрегатом.

Разборку цилиндров и подшипников необходимо начинать с отсоединения фланцев паропроводов и маслопроводов, штепселей и электрических разъемов термодатчиков, элементов регулирования и парораспределения и т.п.

Развинчивание разъемов необходимо начинать с удаления стопорных элементов крепежных изделий (шайб, шплинтов, проволок и др.). При наличии контрольных штифтов, болтов, шпилек их необходимо удалить первыми, контролируя их маркировку и места их установки. Крепежные изделия, установленные в зоне высоких температур, смачивают растворителем (скипидаром или др. средством) по их резьбовым соединениям для облегчения разборки.

При выполнении измерений в процессе разборки места измерений следует очистить от отложений и зачистить забоины, места установки измерительных средств необходимо отметить для возможности повторения измерений в тех же местах в процессе выполнения ремонта.

При визуальном и измерительном контроле используются инструменты, приспособления и приборы в соответствии с ГОСТ 162 , ГОСТ 166 , ГОСТ 427 , ГОСТ 577 , ГОСТ 868 , ГОСТ 2405 , ГОСТ 6507 , ГОСТ 8026 , ГОСТ 9038 , ГОСТ 9378 , ГОСТ 10905 , ГОСТ 11098 , ГОСТ 13837 , ГОСТ 23677 , ГОСТ 25706 и методы согласно СТО 70238424.27.100.005-2008 .

7.1 Корпусные части цилиндров ВД, СД

7.1.1 Трещины на поверхности корпусов выявляются визуальным контролем и методами дефектоскопии в соответствии с СТО 70238424.27.100.005-2008 . Выборка трещин, заплавка и обработка в соответствии с методом заварки без термообработки.

Допускаются выборки трещин глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без заплавки.

Трещины в ранее наплавленном металле и околонаплавочных зонах не допускаются.

Локальные раковины, пористость, морщины при отсутствии трещин выбирать не следует.

7.1.2 Задиры, забоины в местах сопряжений выявляются с помощью визуального и измерительного контроля. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости уплотнительных и посадочных поверхностей - 1,6, остальных поверхностей - 3,2.

7.1.3 Неплотности горизонтального разъема выявляются методами измерений. Устраняются:

Без шабрения разъема;

- наплавкой и шабрением малых участков разъема;

- шабрением разъема.

7.1.4 Трещины в местах приварки коробов обогрева фланцев шпилек, при их наличии, выявляются гидравлическими испытаниями и устраняются разделкой и заваркой. Течи не допускаются.

7.1.5 Отклонения от плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа выявляются визуальными и измерительными методами. Устраняются зачисткой и шабрением. Параметр шероховатости торцов - 3,2.

7.1.6 Износ пригнанной поверхности контрольных штифтов и шпилек разъемов выявляется визуальными и измерительными методами. Устраняются запиловкой. Допускается повреждение не более 25% пригнанной поверхности штифтов. Параметр шероховатости поверхности - 1,7.

7.2 Корпусные части цилиндров НД

7.2.1 Неплотность разъема ЦНД выявляется методами измерений. Устраняется:

- наплавкой и шабрением малых участков раскрытия разъема;

- уплотнением разъема резиновым шнуром, уложенным в канавку на разъеме ЦНД.

Параметр шероховатости поверхностей - 3,2. В местах наплавки непровары и подрезы не допускаются.

7.2.2 Задиры и забоины сопрягаемых поверхностей корпуса ЦНД, перекрыши по торцам расточек под корпуса каминов выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2.

7.2.3 Изменение зазоров дистанционных болтов крепления цилиндра НД к фундаменту выявляется методами измерений. Устраняется за счет подрезки головки болта или его упорной части.

7.2.4 Выполнить проверку деформации (остаточной) корпуса ЦНД относительно крышки в осевом направлении и устранить смещение расточек под каминные камеры.

7.3 Внутренний корпус ЦВД

7.3.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением. Параметр шероховатости - 3,2.

7.3.2 Трещины, локальные раковины поверхностей выявляются визуальным контролем. Устраняются выборкой, запиловкой и обработкой. Допускается выборка трещин глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без заплавки. Трещины в наплавленной и околонаплавочных зонах не допускаются.

7.3.3 Задиры, забоины поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости -12,5.

7.3.4 Отклонение от плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа разъема выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой и шабрением. Параметр шероховатости торцов - 12,5.

7.3.5 Необходимость контроля стопорения втулок паровпускных патрубков выявляется визуально или с помощью измерений.

7.4 Внутренний корпус ЦНД

7.4.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением, уплотнением разъема. Параметр шероховатости - 3,2.

7.4.2 Задиры и забоины поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2.

7.4.3 Измененные зазоры по направляющим шпонкам лап корпуса выявляются измерительным контролем. Устраняются соответствующей обработкой поверхностей направляющих шпонок.

7.5 Обоймы диафрагм

7.5.1 Неплотность разъемов выявляется методами измерений. Устраняется обработкой. Параметр шероховатости - 3,2.

7.5.2 Износ посадочных поверхностей нижнего шпоночного паза выявляется методами измерения люфта. Устраняется наплавкой и обработкой.

7.5.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с корпусом цилиндра выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняется опиловкой, зачисткой. Параметр шероховатости поверхностей - 3,2.

7.5.4 Ослабление посадки уплотнительных вставок в пазу обойм выявляется методами визуального и измерительного контроля. Устраняется обработкой.

7.6 Диафрагмы

7.6.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр шероховатости - 3,2.

7.6.2 Увеличенные зазоры по вертикальной и продольной шпонкам выявляются методами измерений. Устраняются наплавкой и обработкой.

7.6.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2.

7.6.4 Увеличенный остаточный прогиб диафрагм ЦВД и ЦСД выявляются методами измерений. Изменение зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм, устраняется проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается утонение полотна диафрагмы на величину не более 1,0 мм.

7.6.5 Притупление и износ зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений диафрагм ЦНД выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой и набивкой новых гребней.

7.6.6 Повреждение завальцованных в диафрагмы ЦВД уплотнений хвостов лопаток, повышенная хрупкость гребней выявляются методами визуального контроля. Ликвидируются выправлением либо заменой.

7.6.7 Трещины длиной до 15 мм, надрывы и вырывы от 15 до 150 мм металла на кромках направляющих лопаток, погнутости и забоины выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются методами восстановления (выборкой трещин, запиловкой, рихтовкой и др.). Количество выборок на ступень не более 15 шт.

7.6.8 Солевые отложения на направляющих лопатках выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются вручную, высоконапорной установкой, гидроабразивной установкой. Параметр шероховатости лопаток - 3,2.

7.6.9 Уменьшение проходных сечений горл сопловых каналов выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется отгибанием выходных кромок направляющих лопаток. Допускаемое отгибание площади горл не более 5% от размера по чертежу.

7.7 Диафрагмы регулирующие

7.7.1 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 2,5.

7.7.2 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр шероховатости - 2,5.

7.7.3 Увеличенные зазоры по вертикальной и продольной шпонкам сопряжения половин диафрагм выявляются методами измерительного контроля. Устраняются наплавкой и обработкой.

7.7.4 Притупление и износ зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений диафрагм выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой и набивкой новых гребней.

7.7.5 Увеличенный остаточный прогиб диафрагм выявляется методами измерений. Изменение зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм, устраняется проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается утонение полотна диафрагмы на величину не более 1,0 мм.

7.7.6 Уменьшение (увеличение) по окружности зазора между накладкой и поворотным кольцом выявляется методами измерительного контроля. Устраняется обработкой буртов накладки. Зазор, установленный по чертежам завода-изготовителя, должен быть выдержан по всей окружности.

7.7.7 Разность перекрытия каналов кольца поворотного и диафрагмы устанавливается измерительным контролем. Устраняется снятием фасок в каналах кольца или их наплавкой с последующей обработкой. Допускается перекрытия не менее 1,5 мм по всей высоте канала. Одновременность открытия каналов проверить при открытии на 3,0 мм. Максимальная разность размеров открытия на одном диаметре не более 1,5 мм.

7.7.8 Способы дефектования и устранения дефектов, технические требования после ремонта кольца поворотного аналогичны диафрагме.

7.7.9 Дефекты крепежных изделий устанавливаются визуальным контролем. Устраняются восстановлением или заменой.

7.8 Обоймы уплотнений

7.8.1 Деформация внутренней поверхности обоймы выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется проточкой, термической правкой, заменой. Допустимые отклонения согласовываются с заводом-изготовителем.

7.8.2 Неплотность разъема обоймы выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется шабрением, фрезерованием.

7.8.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости уплотнительных поверхностей - 1,6, остальных - 3,2.

7.9 Сборка корпусной части цилиндров

7.9.1 Нарушенные зазоры между шпонками обойм и корпусами цилиндров выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой поверхностей с возможным применением наплавки.

7.9.2 Нарушенные зазоры между шпонками диафрагм и корпусами цилиндров (обойм) выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой шпонок (или пазов) или калиброванных прокладок.

7.9.3 Нарушенные зазоры между сегментами уплотнительных колец и расточек диафрагм выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой поверхностей обойм и корпуса уплотнений.

7.9.4 Нарушенные зазоры между центрирующими шпонками внутреннего корпуса и наружного корпуса выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой центрирующей шпонки.

7.10 Роторы ВД, СД, НД

7.10.1 Отклонение от круглости профиля продольного сечения шеек валов выявляется методами визуального и измерительного контроля. Восстанавливается обработкой. Параметр шероховатости поверхности - 0,8; допуск профиля продольного сечения 0,09 мм; допуск круглости не более 0,02 мм. Допускаемое уменьшение диаметра не более 1% от чертежных размеров. Допускаются отдельные повреждения глубиной до 0,5 мм не более чем на 10% поверхности, по длине образующей не более 15%, допускаются кольцевые риски глубиной до 0,2 мм.

7.10.2 Нарушенное торцевое биение роторов выявляется методами измерительного контроля. Устраняется обработкой сопрягаемых торцевых поверхностей. Допуски биения должны быть минимальными не более 0,02 мм.

7.10.3 Увеличенное радиальное биение (остаточный прогиб ротора) выявляется методами измерительного контроля. Вызванный прогибом ротора дисбаланс устраняется балансировкой на низкочастотном балансировочном станке.

При радиальном биении РВД, РСД более 0,15 мм, а РНД - более 0,1 мм, выполнить правку ротора на заводе-изготовителе или на специализированной ремонтной базе.

7.10.4 Натиры, забоины на торцевых поверхностях дисков выявляются методом визуального контроля. Проверяются на отсутствие трещин и твердость при наличии цветов побежалости. Допускаются заоваленные следы натиров глубиной до 2 мм. Изменение твердости в местах натиров не допускается. Натиры на щечках дисков не допускаются.

7.10.5 Истирание осевых и радиальных уплотнительных гребней на ленточных бандажах и у корня рабочих лопаток выявляется методами визуального и измерительного контроля. Устраняются восстановлением или заменой.

7.10.6 Истирание шипов рабочих лопаток выявляется визуальным и измерительным контролем. Возможна наплавка кромок шипов аустенитными электродами.

7.10.7 Истирание, деформация бандажей рабочих лопаток выявляется визуальным и измерительным контролем. Устраняется восстановлением или заменой.

7.10.8 Эрозионный износ рабочих лопаток регулирующей ступени, трещины по сварке пакетов выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняется заменой лопаток при превышении допустимых показателей износа.
[email protected]

Если процедура оплаты на сайте платежной системы не была завершена, денежные
средства с вашего счета списаны НЕ будут и подтверждения оплаты мы не получим.
В этом случае вы можете повторить покупку документа с помощью кнопки справа.

Произошла ошибка

Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.

Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей турбин и действующими руководящими документами.

Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях:

а) после монтажа турбины;

б) после капитального ремонта;

в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;

г) при пуске после разборки автомата безопасности;

д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;

з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).

В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими документами, а для турбин критерии, проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается.

Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу должно выполняться:

после монтажа турбины;

непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.

Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более 3 суток) должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.

Пуск турбины не допускается в случаях:

отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;

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

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

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

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

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 (60 кПа).

При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм·с -1 .

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

При вибрации свыше 7,1 мм·с -1 не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток, а при вибрации 11,2 мм·с -1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм·с -1 и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 13 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм·с -1 .

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с -1 , должны быть приняты меры к ее устранению.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 и до 50 мкм при частоте вращения 1500; изменение вибрации на 12 мм·с -1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 1020 мкм при частоте вращения 3000и 2040 мкм при частоте вращения 1500.

Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным стандартам.

Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;

недопустимого осевого сдвига ротора;

недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;

недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;

недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;

недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;

отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

недопустимого повышения давления в конденсаторе;

недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;

отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:

заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

неисправностей в системе регулирования;

нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

увеличения вибрации опор выше 7,1 мм·с -1 ;

выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.

При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.

Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться.

РЕМОНТ ПАРОВЫХ ТУРБИН

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ КУРСА: Курс программы предусматривает повышение квалификации рабочего персонала, принимающего участие в технической эксплуатации основного и вспомогательного оборудования турбинных агрегатов.

Курс обучения рассчитан на слесарей по ремонту ПТУ 3,4,5,6 разрядов согласно ЕТКС, а также на руководящий состав (начальники смен, мастера по ремонту ПТУ).

Продолжительность курса обучения 40 часов

ЦЕЛИ: Повысить уровень теоретических знаний и практических навыков слушателей.

ФОРМЫ ОБУЧЕНИЯ: Лекции, активное участие слушателей в процессе обучения, дебаты, решении ситуационных задач.

УЧАСТНИКИ: . слесари по ремонту ПТУ 3,4,5,6 разрядов согласно ЕТКС, а также руководящий состав (начальники смен, мастера по ремонту ПТУ).

ПОДВЕДЕНИЕ ИТОГОВ: По окончанию курса проводится опрос слушателей, тестирование.

Тема урока	Задача урока	Область обучения	Приемы обучения	Средства обучения	Продолжи тельность, в минутах
Психологическое тестирование на уровень логико-математического мышления	Определить уровень логико – математического мышления каждого слушателя	познавательная	Психологические тесты	Раздаточный материал, бланки тестов.
РЕМОНТ КОРПУСОВ ЦИЛИНДРОВ	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ:(Типы цилиндров, Применяемые материалы, Узлы крепления). Характерные дефекты цилиндров и причины их появления. Вскрытие цилиндров. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ ЦИЛИНДРОВ: (Ревизия, Контроль металла, Проверка коробления цилиндров, определение поправок для центровки проточной части, Определение величин вертикальных перемещений деталей проточной части при затяжке фланцев корпуса, Определение и исправление реакции опор цилиндров Устранение дефектов). КОНТРОЛЬНАЯ СБОРКА ЗАКРЫТИЕ СБОРКА И УПЛОТНЕНИЕ ФЛАНЦЕВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИСОЕДИНЕННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ	Познавательная	Лекция, дебаты	Раздаточный материал
РЕМОНТ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ: (Разборка и ревизия, устранение дефектов, Сборка и центровка).	Познавательная		Раздаточный материал
РЕМОНТ УПЛОТНЕНИЙ	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ УПЛОТНЕНИЙ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ УПЛОТНЕНИЙ:(Ревизия, Проверка и регулировка радиальных зазоров, Пригонка линейного размера кольца сегментов уплотнения, Замена усиков уплотнений, устанавливаемых в ротор, Пригонка аксиальных зазоров, Восстановление зазоров в надбандажных уплотнениях)	Познавательная		Раздаточный материал
РЕМОНТ ПОДШИПНИКОВ	РЕМОНТ ОПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ : Типовые конструкции и основные материалы опорных подшипников) Характерные дефекты опорных подшипников и причины их. Основные операции, выполняемые при ремонте опорных подшипников:(Вскрытие корпусов подшипников, их ревизия и ремонт, Ревизия вкладышей, Проверка натягов и зазоров). Перемещение подшипников при центровке роторов Закрытие корпусов подшипников.	Познавательная		Раздаточный материал
РЕМОНТ ПОДШИПНИКОВ	РЕМОНТ УПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ . Типовые конструкции и основные материалы упорных подшипников. Характерные дефекты упорной части подшипников и причины их появления. Ревизия и ремонт. Контрольная сборка опорно-упорного подшипника. ПРОВЕРКА ОСЕВОГО РАЗБЕГА РОТОРА. ПЕРЕЗАЛИВКА БАББИТА ВКЛАДЫШЕЙ ОПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ И КОЛОДОК УПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ. НАПЫЛЕНИЕ РАСТОЧЕК ВКЛАДЫШЕЙ. Ремонт масляных уплотнений	Познавательная	Лекция, дебаты	Раздаточный материал
РЕМОНТ РОТОРОВ	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ РОТОРОВ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. РАЗБОРКА, ПРОВЕРКА БОЕВ И ВЫЕМКА РОТОРОВ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ РОТОРОВ: (Ревизия, Контроль металла, Устранение дефектов). УКЛАДКА РОТОРОВ В ЦИЛИНДР.	Познавательная	Лекция, дебаты	Раздаточный материал
РЕМОНТ РАБОЧИХ ЛОПАТОК.	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ РАБОЧИХ ЛОПАТОК. ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ РАБОЧИХ ЛОПАТОК И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ РАБОЧИХ ЛОПАТОК: (Ревизия, Контроль металла, Ремонт и восстановление, Переоблопачивание рабочего колеса, Установка связей).	Познавательная	Лекция, дебаты	Раздаточный материал
РЕМОНТ МУФТ РОТОРОВ	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ МУФТ. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ МУФТ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ МУФТ: (Разборка и ревизия, Контроль металла, Особенности снятия и посадки полумуфт, Устранение дефектов, Особенности ремонта пружинных муфт). СБОРКА МУФТЫ ПОСЛЕ РЕМОНТА. "МАЯТНИКОВАЯ" ПРОВЕРКА РОТОРОВ.	Познавательная	Лекция, дебаты	Раздаточный материал
ЦЕНТРОВКА ТУРБИН	Задачи центровки. Проведение замеров центровки по полумуфтам. Определение положения ротора относительно статора турбины. Расчет центровки пары роторов. Особенности центровки двух роторов, имеющих три опорных подшипника. Способы расчета центровки валопровода турбины.	Познавательная,	Лекция, обмен опытом	Раздаточный материал
НОРМАЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ ТУРБИН	УСТРОЙСТВО И РАБОТА СИСТЕМЫ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ НОРМАЛЬНОЙ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ. СПОСОБЫ НОРМАЛИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ ПО НОРМАЛИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ВО ВРЕМЯ РЕМОНТА ТУРБИНЫ.	Познавательная,	Лекция, обмен опытом	Раздаточный материал
НОРМАЛИЗАЦИЯ ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТУРБОАГРЕГАТА	ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ВИБРАЦИИ. ВИБРАЦИЯ КАК ОДИН ИЗ КРИТЕРИЕВ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ И КАЧЕСТВА РЕМОНТА ТУРБИНЫ. ОСНОВНЫЕ ДЕФЕКТЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИЗМЕНЕНИЕ ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТУРБИНЫ, И ИХ ПРИЗНАКИ. МЕТОДЫ НОРМАЛИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ВИБРАЦИИ ТУРБОАГРЕГАТА.	Познавательная	Лекция, обмен опытом	Раздаточный материал
РЕМОНТ И НАЛАДКА СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ И ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ	Какие документы и в какой срок должны быть составлены и утверждены по ремонту САР и парораспределения до начала ремонта. Какие работы выполняются при ремонте САР и при подготовке к нему. Документация по ремонту САР. Общие требования к САР. Снятие характеристики парораспределения. Снятие характеристики САР.	Познавательная	Лекция, обмен опытом	Раздаточный материал
	Ремонт кулачкового распределительного механизма: (Основные дефекты кулачковых распределительных механизмов) Ремонт регулирующих клапанов: (Ревизия штока и клапана, Ревизия подшипников рычага и роликов). Материалы парораспределения.	Раздаточный материал	Лекция, обмен опытом	Раздаточный материал
РЕМОНТ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ	СЕРВОМОТОРЫ. Общие требования к сервомоторам. Наиболее часто встречающиеся дефекты сервомоторов с односторонним подводом жидкости. Основные дефекты сервомоторов с двухсторонним подводом жидкости.	Раздаточный материал	Лекция, обмен опытом	Раздаточный материал
ТЕСТИРОВАНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЯ К ПРОГРАММЕ:

1. Приложение. Презентационный материал, используемый при обучении.

2. Приложение. Учебное пособие.

Система технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций

Надежное обеспечение потребителей энергией - залог благополучия любого государства. Особенно это актуально в нашей стране с суровыми климатическими условиями, поэтому бесперебойная и надежная работа электростанций является важнейшей задачей энергетического производства.

Для решения этой задачи в энергетике были разработаны мероприятия по обслуживанию и ремонту, которые обеспечивали длительное содержание оборудования в рабочем состоянии при наилучших экономических показателях его работы и минимально возможных неплановых остановках его в ремонт. Эта система основывается на проведении планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Система ППР является совокупностью мероприятий по планированию, подготовке, организации проведения, контроля и учета различного вида работ по техническому обслуживанию и ремонту энергетического оборудования, проводимых по заранее составленному плану на основе типового объема ремонтных работ, обеспечивающих безотказную, безопасную и экономичную эксплуатацию энергетического оборудования предприятий при минимальных ремонтных и эксплуатационных затратах. Сущность системы ППР состоит в том, что после заранее определенной наработки потребность оборудования в ремонте удовлетворяется плановым порядком, путем проведения плановых осмотров, испытаний и ремонтов, чередование и периодичность которых определяются назначением оборудования, требованиями к его безопасности и безотказности, конструктивными особенностями, ремонтопригодностью и условиями эксплуатации.

Система ППР строится таким образом, что каждое предыдущее мероприятие является профилактическим по отношению к последующему. Различают техническое обслуживание и ремонт оборудования.

Техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению. Оно предусматривает уход за оборудованием: проведение осмотров, систематическое наблюдение за исправным состоянием, контроль режимов работы, соблюдение правил эксплуатации, инструкций заводов - изготовителей и местных эксплуатационных инструкций, устранение мелких неисправностей, не требующих отключения оборудования, регулировку и так далее. Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций включает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода оборудования в текущий ремонт.

Техническое обслуживание (осмотры, проверки и испытания, наладка, смазка, промывки, очистки) дает возможность увеличить гарантийную наработку оборудования до очередного текущего ремонта, снизить объем текущего ремонта.

Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей. Производство текущего ремонта, в свою очередь, предотвращает необходимость планирования более частых капитальных ремонтов. Такая организация плановых ремонтов и операций технического обслуживания дает возможность постоянно поддерживать оборудование в безотказном состоянии при минимальных затратах и без дополнительных незапланированных простоев в ремонте.

Наряду с повышением надежности и безопасности энергоснабжения важнейшей задачей ремонтного обслуживания является улучшение или, в крайнем случае, стабилизация технико-экономических показателей оборудования. Как правило, это достигается путем останова оборудования и вскрытия его базовых элементов (топок котлов и конвективных поверхностей нагрева, проточных частей и подшипников турбин).

Следует отметить, что проблемы надежности и экономичности работы оборудования ТЭС настолько взаимосвязаны, что их трудно отделить одну от другой.

По турбинному оборудованию в процессе эксплуатации прежде всего контролируется технико-экономическое состояние проточной части, в том числе:

- солевой занос лопаток и сопловых аппаратов, которые не могут быть устранены промывкой под нагрузкой или на холостом ходу (окись кремния, железа, кальция, магния и др.); известны случаи, когда в результате заноса мощность турбины за 10... 15 дней снижалась на 25 %.
- увеличение зазоров в проточной части приводит к снижению экономичности, например - увеличение радиального зазора в уплотнениях с 0,4 до 0,6 мм вызывает увеличение утечки пара на 50 %.

Следует отметить, что увеличение зазоров в проточной части, как правило, имеет место не в процессе нормальной эксплуатации, а при пусковых операциях, при работе с повышенной вибрацией, прогибах ротора, неудовлетворительных температурных расширениях корпусов цилиндров.

В ходе ремонтов важную роль играют опрессовки и устранение мест присосов воздуха, а также применение различных прогрессивных конструкций уплотнений во вращающихся воздухоподогревателях. Ремонтный персонал должен следить совместно с эксплуатационным персоналом за присосами воздуха и, по возможности, обеспечивать их устранение не только в ходе ремонтов, но и на работающем оборудовании. Так, снижение (ухудшение) вакуума на 1 % для энергоблока 500 МВт приводит к перерасходу топлива примерно на 2 т у. т./ч, что составляет 14 тыс. т у. т./год, или в ценах 2001 г. 10 млн. руб.

Показатели экономичности турбины, котла и вспомогательного оборудования обычно определяются путем проведения экспресс-испытаний. Целью этих испытаний являются не только оценка качества ремонтов, но и регулярный контроль работы оборудования в течение межремонтного периода эксплуатации. Анализ результатов испытаний позволяет обоснованно судить о том, следует ли остановить агрегат (или, если это, возможно, отключить отдельные элементы установки). При принятии решений сопоставляются возможные затраты на останов и последующий пуск, на проведение восстановительных работ, возможный недоотпуск электро- и теплоэнергии с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудования с пониженной экономичностью. Экспресс-испытания определяют также время, в течение которого допускается работа оборудования с пониженной экономичностью.

В целом техническое обслуживание и ремонт оборудования предусматривают выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью.

Ремонтный цикл - наименьшие повторяющиеся интервалы времени или наработки изделия, в течение которых в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации выполняются все установленные виды ремонта (наработка энергетического оборудования, выраженная в годах календарного времени между двумя плановыми капитальными ремонтами, а для вновь вводимого оборудования - наработка от ввода до первого планового капитального ремонта).

Структура ремонтного цикла определяет последовательность различных видов ремонта и работ по техническому обслуживанию оборудования в пределах одного ремонтного цикл.

Все ремонты оборудования подразделяются (классифицируются) на несколько видов в зависимости от степени подготовленности, объема выполняемых работ и метода выполнения ремонта.

Неплановый ремонт - ремонт, проведение которого осуществляется без предварительного назначения. Неплановые ремонты выполняются при возникновении дефектов оборудования, приводящих к его отказам.

Плановый ремонт - ремонт, проведение которого осуществляется в соответствии с требованиями нормативно-технической документации (НТД) . Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм.

Плановый ремонт паровой турбины подразделяется на три основных вида: капитальный, средний и текущий.

Капитальный ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и восстановления полного или близкого к полному ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.

Капитальный ремонт - наиболее объемный и сложный вид ремонта, при его выполнении вскрываются все подшипники, все цилиндры, разбираются валопровод и проточная часть турбины. Если капитальный ремонт выполняется в соответствии с типовым технологическим процессом, то он называется типовым капитальным ремонтом. Если капитальный ремонт выполняется средствами, отличающимися от типовых, то такой ремонт относится к специализированному ремонту с наименованием производного вида от типового капитального ремонта.

Если капитальный типовой или капитальный специализированный ремонт выполняется на паровой турбине, отработавшей в эксплуатации более 50 тыс. ч, то такой ремонт подразделяется на три категории сложности; наиболее сложные ремонты имеют третью категорию. Категорирование ремонтов применяется обычно к турбинам энергоблоков мощностью от 150 до 800 МВт.

Категорирование ремонтов по степени сложности направлено на то, чтобы компенсировать трудовые и финансовые затраты в связи с износом частей турбины и образованием в них новых дефектов наряду с теми, которые проявляются при каждом ремонте.

Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования, и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

Текущий ремонт паровой турбины наименее объемный, при его выполнении могут быть вскрыты подшипники или разобраны один-два регулирующих клапана, возможно вскрытие клапана автоматического затвора. Для блочных турбин текущий ремонт подразделяется на две категории сложности: первую и вторую (наиболее сложные ремонты имеют вторую категорию).

Средний ремонт - ремонт, выполняемый в объеме, установленном в НТД, для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением отдельных составных частей и контролем их технического состояния.

Средний ремонт паровой турбины отличается от капитального и текущего тем, что его номенклатура включает частично объемы и капитального, и текущего ремонтов. При выполнении среднего ремонта может быть вскрыт один из цилиндров турбины и частично разобран валопровод турбоагрегата, может быть также вскрыт стопорный клапан и выполнен частичный ремонт регулирующих клапанов и узлов проточной части вскрытого цилиндра.

Все виды ремонта объединяют следующие признаки: цикличность, продолжительность, объемы, финансовые затраты.

Цикличность - это периодичность проведения того или другого вида ремонта в масштабе лет, например между последующим и предыдущим капитальным ремонтом должно пройти не более 5...6 лет, между последующим и предыдущим средним ремонтом должно пройти не более 3 лет, между последующим и предыдущим текущим ремонтом должно пройти не более 2 лет. Увеличение продолжительности цикла между ремонтами желательно, но в ряде случаев это приводит к значительному увеличению числа дефектов.

Продолжительность ремонта по каждому основному виду из расчета типовых работ является директивной и утверждена "Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей" . Продолжительность ремонта определяется как величина в масштабе календарных дней, например для паровых турбин в зависимости от мощности типовой капитальный ремонт составляет от 35 до 90 суток, средний от 18 до 36 суток, текущий от 8 до 12 суток.

Важными вопросами являются продолжительность ремонта и его финансирование. Продолжительность ремонта турбины - серьезная проблема, особенно тогда, когда ожидаемые объемы работ не подтверждаются состоянием турбины или когда возникают дополнительные работы, продолжительность которых может достигать 30...50 % от директивной.

Объемы работ также определяются как типовой набор технологических операций, суммарная продолжительность которых соответствует директивной продолжительности вида ремонта; в Правилах это называется "номенклатура и объем работ при капитальном (или другом виде) ремонте турбины" и далее идет перечисление наименований работ и элементов, на которые они направлены.

Производные наименования ремонтов от всех основных видов ремонта отличаются между собой объемами и продолжительностью проведения работ. Наиболее непредсказуемыми по объемам и срокам являются аварийные ремонты; они характеризуются такими факторами, как внезапность аварийного останова, неготовность к ремонту материальных, технических и трудовых ресурсов, неясность причин отказа и объемов дефектов, вызвавших останов турбоагрегата.

При выполнении ремонтных работ могут быть использованы различные методы, в том числе:

агрегатный метод ремонта - обезличенный метод ремонта, при котором неисправные агрегаты заменяются новыми или заранее отремонтированными;
заводской метод ремонта - ремонт транспортабельного оборудования или его отдельных составных частей на ремонтных предприятиях на основе применения передовых технологий и развитой специализации.

Ремонт оборудования производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации, которые включают в себя действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики, ремонтные чертежи и другое.

На современном этапе развития электроэнергетики, характеризующемся низкими темпами обновления основных производственных средств, возрастает приоритет ремонта оборудования и необходимость в разработке нового подхода в финансировании ремонта и технического перевооружения.

Сокращение использования установленной мощности энергоустановок привело к дополнительному износу оборудования и увеличению доли ремонтной составляющей в себестоимости, вырабатываемой энергии. Возросла проблема сохранения эффективности энергоснабжения, в решении которой ведущая роль принадлежит ремонтному производству.

Существующее энергоремонтное производство, ранее основанное на планово-предупредительном ремонте с регламентацией ремонтных циклов, перестало отвечать экономическим интересам. Ранее действующая система ППР была сформирована для производства ремонтов в условиях минимального резерва энергетических мощностей. В настоящее время произошло снижение ежегодной наработки оборудования и увеличение продолжительности его простоев.

В целях реформирования действующей системы технического обслуживания и ремонта было предложено изменить систему ППР и перейти на ремонтный цикл с назначенным межремонтным ресурсом по типам оборудования. Новая система технического обслуживания и ремонта (СТОИР) позволяет увеличить календарную продолжительность межремонтной кампании и сократить среднегодовые ремонтные затраты. По новой системе назначенный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами принимается равным базовому значению суммарной наработки за ремонтный цикл в базовый период и является нормативом.

С учетом действующих положений на электростанциях разработаны нормативы межремонтных ресурсов для основного оборудования электростанций. Изменение системы ППР обусловлено изменившимися условиями эксплуатации.

Как та, так и другая система обслуживания оборудования предусматривают три вида ремонта: капитальный, средний и текущий. Эти три вида ремонтов составляют единую систему обслуживания, направленную на поддержание оборудования в работоспособном состоянии с обеспечением его надежности и требуемой экономичности. Продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонтов строго регламентируется. Вопрос об увеличении продолжительности простоя оборудования в ремонте при необходимости выполнения сверхтиповых работ рассматривается каждый раз индивидуально.

Во многих странах используется система ремонта энергетического оборудования "по состоянию", позволяющая в значительной мере сократить затраты на ремонтное обслуживание. Но эта система предполагает использование методик и аппаратных средств, позволяющих с необходимой периодичностью (а по ряду параметров непрерывно) контролировать текущее техническое состояние оборудования.

Различными организациями в СССР, а позднее в России были разработаны системы мониторинга и диагностики состояния отдельных узлов турбины, были предприняты попытки создания на мощных турбоагрегатах комплексных систем диагностики. Эти работы требуют значительных финансовых затрат, но, по опыту эксплуатации аналогичных систем за границей, быстро окупаются.

В. Н. Родин, А. Г. Шарапов, Б. Е. Мурманский, Ю. А. Сахнин, В. В. Лебедев, М. А: Кадников, Л. А. Жученко

Учебное пособие "Ремонт паровых турбин"

Должна быть организована в строгом соответствии с требованиями инструкций завода-изготовителя, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности и техники безопасности при обслуживании тепломеханического оборудования электрических станций и сетей, подготовленными для этой работы специалистами.

На каждой электростанции в соответствии с вышеуказанными материалами разрабатываются местные инструкции по эксплуатации турбин с изложением правил пуска, останова, вывода в , возможных неполадок на оборудовании турбоагрегата и порядком их предотвращения и устранения, которые являются обязательными для обслуживающего персонала.

Неполадки, препятствующие пуску турбины.

Несмотря на различия в конструкциях турбин, схемах, вспомогательном оборудовании, существует общий для
всех перечень дефектов и неполадок, которые должны устраняться до пуска.

Пуск турбины запрещается:
— при отсутствии или неисправности основных приборов, контролирующих протекание теплового процесса в турбине и ее механическое состояние (манометры, термометры, виброметры, тахометры и др.);
— при неисправной , т.е. должен быть произведен осмотр маслобака (уровень масла, указатель
уровня), маслоохладителей, маслопроводов и т.д.;
— при неисправной по всем контурам, прекращающим подачу пара в турбину. Проверяется вся цепочка защиты от датчиков до исполнительных органов (реле осевого сдвига, вакуум-реле, автомат безопасности, атмосферные клапаны, стопорный и регулирующие клапаны, запорная арматура на паропроводах свежего пара, отборов);
— при неисправной ;
— при неисправном валоповоротном устройстве. Подача пара на неподвижный ротор может привести к его изгибу.

Подготовка пуска турбины.

Технология пуска турбины зависит от ее температурного состояния. Если температура металла турбины (корпуса ЦВД) ниже 150 °С, то считают, что пуск производится из холодного состояния. На это уходит не менее трех суток после ее останова.

Пуском из горячего состояния соответствует температура турбины 400 °С и выше.

При промежуточном значении температуры считается пуск из неостывшего состояния.

Основной принцип проведения пуска – должен производиться со скоростью максимально возможной по условиям надежности (не навреди).

Основной особенностью пуска неблочной турбины (ТЭС с поперечными связями) является использование пара номинальных параметров.

Пуск турбины состоит из трех этапов: подготовительного, периода разворота с доведением оборотов до полных (3000 об/мин) и синхронизации (включение в сеть) и последующего нагружения.

В подготовительный период проверяется общее состояние всего оборудования турбоустановки, отсутствие неоконченных работ, исправность приборов и сигнализаций. Прогрев паропровода и перепускных труб длится 1-1,5 часа. Одновременно готовится подача воды в конденсатор. Проверяется работа всех маслонасосов (кроме ГМН – на валу турбины), оставляют в работе пусковой маслонасос и включается валоповоротное устройство. Проверяются системы защиты и регулирования при закрытых главной паровой задвижке (ГПЗ) и отсутствии давления пара перед стопорным клапаном. Начинается набор вакуума. механизм управления выводится в минимальное положение, взводится автомат безопасности, открываются дренажи корпуса турбины.

Толчок турбины.

Толчок ротора (приведение его во вращение) производится либо открытием первого регулирующего клапана, либо байпасом ГПЗ при полностью открытых регулирующих клапанах.

Турбина выдерживается на малых оборотах (500-700), проверяются температурные расширения, прослушиваются уплотнения, корпуса, подшипники стетоскопом, показания приборов по маслу, температуре, давлению, относительным расширениям.

Критические частоты валопровода нужно проходить быстро и после осмотра всех элементов турбины и при отсутствии отклонений от норм можно идти на разворот, постоянно прослушивая турбину. При этом разница температур между верхом и низом цилиндра не должна превышать 30-35 °С, между фланцем и шпилькой не более 20-30 °С. При достижении 3000 об/мин производится осмотр турбины, проводится проверка систем защиты и регулирования, опробуется ручное и дистанционное выключение турбины. Механизмом управления проверяется плавность перемещения регулирующих клапанов, проверяется срабатывание автомата безопасности подачей масла к бойкам, а при необходимости (положено по правилам) и повышением числа оборотов.

При отсутствии замечаний на главный щит управления подается сигнал «Внимание! Готово». После включения генератора в сеть, производится нагружение турбины согласно инструкции.

Пуск турбин с противодавлением.

Особенному контролю подлежат параметры, отклонение которых за допустимые пределы угрожает надежной работе турбины – это относительное удлинение ротора и его осевой сдвиг, вибрационное состояние агрегата.

Постоянно контролируются параметры свежего пара, после и внутри турбины, масла в системе регулирования и смазки, не допуская нагрева подшипников, работа уплотнений.

В инструкции по эксплуатации определены вакуум, температура питательной воды, нагрев охлаждающей воды, температурный напор в конденсаторе и переохлаждение конденсата, т.к. от этого зависит экономичная работа турбины. Установлено, что ухудшение работы регенеративных подогревателей и недогрев питательной воды на 1 °С приводит к повышению удельного расхода теплоты на 0,01 %.

Проточная часть турбины подвержена заносу солями, содержащимися в паре. Занос солями, кроме снижения экономичности, ухудшает надежность лопаточного аппарата и турбины в целом. Для очистки проточной части проводят промывки влажным паром. Но это очень ответственная, а потому и нежелательная операция.

Нормальная эксплуатация турбины немыслима без тщательного контроля, ухода и регулярных проверок систем защиты и регулирования, поэтому необходим постоянный тщательный осмотр узлов и элементов регулирования, защит, парораспределительных органов, обращая внимание на течи масла, крепеж, стопорные устройства; производить расхаживание стопорных и регулирующих клапанов.

Согласно ПТЭ, в сроки, установленные инструкцией, должны регулярно испытываться бойки автомата безопасности наливом масла и повышением числа оборотов турбины, проверяться плотность стопорных, регулирующих и обратных клапанов. Причем, обязательно после монтажа, до и после капитального ремонта. Стопорный и регулирующий клапаны могут не быть абсолютно плотными, но их совместное закрытие должно не допустить вращения ротора.

Останов турбины.

При останове турбины в горячий резерв желательно сохранить температуру металла как можно более высокой. Останов с расхолаживанием производится при выводе турбины в длительный резерв или для проведения капитального и текущего ремонтов.

Перед остановом, по указанию начальника смены станции, согласно инструкции производится разгрузка турбины с отключением регулируемых отборов и регенерации.

Снизив нагрузку до 10-15 % от номинальной и получив разрешение, воздействием на кнопку выключения прекращают подачу пара в турбину. С этого момента турбина вращается электрической сетью, т.е. генератор работает в режиме двигателя. Во избежание разогрева хвостовой части турбины необходимо очень быстро убедиться в закрытии стопорного, регулирующих и обратных клапанов на линиях отборов, а ваттметр указывает отрицательную мощность, т.к. генератор потребляет в этот период мощность из сети. После этого отключают генератор от сети.

Если из-за неплотности клапанов, их зависания или по другим причинам в турбину поступает пар и по ваттметру на агрегате есть нагрузка, то отключать генератор от сети категорически запрещено, поскольку поступающего в турбину пара может оказаться достаточным для ее разгона.

Необходимо срочно закрыть главную паровую задвижку (ГПЗ), ее байпас, обтянуть задвижки на отборах возможно обстучать клапаны, убедиться что пар в турбину не поступает и только тогда отключают генератор от сети.

При разгрузке турбины нужно внимательно следить за относительным сокращением ротора, не допуская до опасных пределов.

После перевода турбины на холостой ход проводятся все необходимые по инструкции испытания. После отключения турбогенератора от сети начинается выбег ротора, при котором частота вращения снижается от номинальной до нуля. Это вращение происходит за счет инерции валопровода. Следует отметить, что вес вращающихся деталей турбины Т-175 вместе с роторами генератора и возбудителя составляет 155 т.

Выбег ротора – важный эксплуатационный показатель, позволяющий судить о состоянии агрегата.

Обязательно снимается кривая выбега – зависимость частоты вращения от времени. В зависимости от мощности выбег составляет 20-40 мин. При отклонении на 2-3 мин нужно искать причину и устранять.

После останова ротора немедленно включается валоповоротное устройство (ВПУ), которое должно работать пока температура металла турбины не снизится ниже 200 °С.

В процессе выбега и после производятся все остальные операции по маслу, циркуляционной воде и т.д. согласно инструкции.

Аварийный останов турбины.

При возникновении на турбоагрегате аварийной ситуации необходимо действовать согласно противоаварийной инструкции, в которой определен перечень возможных аварийных положений и меры по их ликвидации.

При ликвидации аварийной ситуации нужно внимательно наблюдать за основными показателями работы турбины:
— частота вращения, нагрузка;
— параметры свежего пара и ;
— вакуум в конденсаторе;
— вибрация турбоагрегата;
— осевой сдвиг ротора и положение роторов относительно своих корпусов;
— уровень масла в маслобаке и его давление в системах регулирования и смазки, температура масла на входе и сливе из подшипников и др.

Противоаварийной инструкцией определяются способы аварийного останова в зависимости от аварийных обстоятельств – без срыва вакуума и со срывом вакуума, когда в выхлоп турбины и конденсатор впускают атмосферный воздух открытием задвижки.

Аварийная остановка турбоагрегата производится путем немедленного прекращения подачи свежего пара в турбину кнопкой аварийного останова или дистанционно воздействием на электромагнитный выключатель, и, убедившись, что турбина отключена и не несет нагрузки подают сигнал на ГЩУ «Внимание! Машина в опасности!». После чего генератор отключается от сети. Обязательно закрывают главную паровую задвижку (ГПЗ), ее байпас и задвижки на отборах.

Дальнейшие операции по останову ведутся обычным способом.

Срыв вакуума производится в случае, когда нужно ускорить останов ротора, например, при резком понижении уровня масла, при гидроударах в турбине, внезапно возникшей сильной вибрации, при резком осевом сдвиге ротора и т.д.

При останове без срыва вакуума ротор турбины К-200-130 останавливается за 32-35 мин, а при срыве вакуума за 15 мин, но при этой операции происходит разогрев выхлопного патрубка за счет резкого возрастания плотности среды, что и приводит к торможению ротора. Поэтому останов турбины со срывом вакуума производится только в случаях, определенных противоаварийной инструкцией.

Строительный портал. Оттачиваем мастерство