У дома
Помпи за кладенци
Технически преглед на парни турбини и генератори образец. Работа на парна турбина

Технически преглед на парни турбини и генератори образец. Работа на парна турбина

STO 70238424.27.040.008-2009

СТАНДАРТ ЗА ОРГАНИЗАЦИЯ НП "ИНВЕЛ"

ПАРНИ ТУРБИНИ

ОБЩИ СПЕЦИФИКАЦИИ ЗА ОСНОВЕН РЕМОНТ

РЕГУЛАЦИИ И ИЗИСКВАНИЯ


OKS 03.080.10
03.120

27.040
OKP 31 1111 1

Дата на въвеждане 2010-01-11

Предговор

Цели и принципи на стандартизацията в Руска федерацияустановен с Федералния закон от 27 декември 2002 г. "За техническото регулиране" и правилата за разработване и прилагане на организационни стандарти - GOST R 1.4-2004 "Стандартизация в Руската федерация. Организационни стандарти. Общи разпоредби"

Този стандарт определя техническите изисквания за ремонт на стационарни парни турбини и изискванията за качество на ремонтираните турбини.

Стандартът е разработен в съответствие с изискванията за стандартите на енергийните организации "Спецификации за основен ремонт на оборудване за електроцентрали. Норми и изисквания", установени в раздел 7 на STO 70238424.27.100.012-2008 Топлинни и хидравлични централи. Методи за оценка на качеството на ремонт на енергийно оборудване.

Доброволното прилагане на този стандарт, заедно с други стандарти на организацията НП "ИНВЕЛ", ще осигури съответствие със задължителните изисквания, установени в технически регламентипо безопасността на техническите системи, инсталациите и оборудването на електрическите централи.

Относно стандарта

1 РАЗРАБОТЕН от ЗАО "Централно проектантско бюро Енергоремонт" (ЗАО "ЦКБ Енергоремонт")

2 ВНЕСЕН от Комисията за техническо регулиране на НП "ИНВЕЛ"

3. ПРИЕТО И ВЪВЕДЕНО В ДЕЙСТВИЕ със Заповед на НП "ИНВЕЛ" от 18.12.2009 г. N 93

4 ПРЕДСТАВЕНО ЗА ПЪРВИ ПЪТ

1 област на използване

1 област на използване

Този стандарт:

- определя технически стандартии изисквания за ремонт на стационарни парни турбини за ТЕЦ, насочени към осигуряване индустриална безопасносттоплоелектрически централи, екологична безопасност, повишаване на надеждността на работа и качеството на ремонтите;

- инсталира:

- технически изисквания, обхват и методи за откриване на повреди, методи за ремонт, методи за контрол и изпитване на компоненти и стационарни парни турбини като цяло в процеса на ремонт и след ремонта;

- обеми, методи за изпитване и сравнение на показателите за качество на ремонтирани стационарни парни турбини с техните стандартни стойности и стойности преди ремонта;

- отнася се за основен ремонт на стационарни парни турбини;

- е предназначен за използване от генериращи компании, експлоатационни организации в топлоелектрически централи, ремонтни и други организации, които извършват ремонтна поддръжка на оборудване на електроцентрали.

2 Нормативни справки

Този стандарт използва нормативни препратки към следните стандарти и други нормативни документи:

Федерален закон на Руската федерация от 27 декември 2002 г. N 184-FZ "За техническо регулиране"

ГОСТ 4.424-86 Система за показатели за качество на продукта. Парните турбини са стационарни. Номенклатура на показателите

GOST 8.050-73 Нормативни условия за извършване на линейни и ъглови измервания

ГОСТ 8.051-81 Допустими грешки при измерване на линейни размери до 500 mm

ГОСТ 12.1.003-83 Шум. Общи изисквания за безопасност

GOST 27.002-89 * Надеждност в инженерството. Основни понятия. Термини и дефиниции
________________
ГОСТ Р 27.002-2009

ГОСТ 162-90 Дълбокомери. Спецификации

ГОСТ 166-89 Шублери. Спецификации

ГОСТ 427-75 Измервателни метални линийки. Технически изисквания

ГОСТ 520-2002 * Търкалящи лагери. Общи спецификации
________________
* Документът не е валиден на територията на Руската федерация. GOST 520-2011 е в сила, по-долу в текста. - Бележка на производителя на базата данни.

GOST 577-68 Циферблатни индикатори със стойност на делене 0,01 mm. Спецификации

GOST 868-82 Индикаторни шублери със стойност на разделяне 0,01 mm. Спецификации

ГОСТ 2405-88 Манометри, вакуумметри, манометри за налягане и вакуум, манометри, манометри и манометри. Общи спецификации

ГОСТ 6507-90 Микрометри. Спецификации

GOST 8026-92 Линийки за калибриране. Спецификации

GOST 9038-90 Мерки за дължина край плоскопаралелни. Спецификации

GOST 9378-93 Образци за грапавост на повърхността (сравнение). Общи спецификации

ГОСТ 10157-79 Газообразен и течен аргон. Спецификации

GOST 10905-86 Плочи за калибриране и маркиране. Спецификации

ГОСТ 11098-75 Скоби с четящо устройство. Спецификации

ГОСТ 13837-79 Динамометри с общо предназначение. Спецификации

GOST 15467-79 Управление на качеството на продуктите. Основни понятия. Термини и дефиниции

GOST 16504-81 Държавна система за изпитване на продукти. Тестване и контрол на качеството на продуктите. Основни термини и определения

Система ГОСТ 18322-78 Поддръжкаи ремонт на оборудване. Термини и дефиниции

ГОСТ 23677-79 Твърдомери за метали. Общи спецификации

ГОСТ 24278-89 Стационарни паротурбинни инсталации за задвижване на електрически генератори в ТЕЦ. Общи технически изисквания

ГОСТ 25364-97 Стационарни парни турбини. Стандарти за вибрации за опори на валове и Общи изискваниякъм измерванията

ГОСТ 25706-83 Лупи. Видове, основни параметри. Общи технически изисквания

STO 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и поддръжка на оборудване, сгради и конструкции на електроцентрали и мрежи. Условия за изпълнение на работата от изпълнители. Норми и изисквания.

STO 70238424.27.100.011-2008 Топлоелектрически централи. Методи за оценка на състоянието на основното оборудване

STO 70238424.27.100.012-2008 Топлинни и хидравлични станции. Методи за оценка на качеството на ремонт на енергийно оборудване

STO 70238424.27.010.001-2008 Енергетика. Термини и дефиниции

STO 70238424.27.100.017-2009 Топлоелектрически централи. Ремонт и поддръжка на оборудване, сгради и съоръжения. Организация производствени процеси. Норми и изисквания

STO 70238424.27.100.005-2008 Основни елементи на котли, турбини и тръбопроводи на топлоелектрически централи. Мониторинг на състоянието на метала. Норми и изисквания

STO 70238424.27.040.007-2009 Парни турбини. Организация на експлоатацията и поддръжката. Норми и изисквания.

Забележка - Когато използвате този стандарт, препоръчително е да проверите действието на референтните стандарти и класификатори в публичната информационна система - на официалния уебсайт на националния орган по стандартизация на Руската федерация в Интернет или според ежегодно публикувания информационен индекс "Национални стандарти", който е публикуван към 1 януари на текущата година и съгласно съответните месечни публикувани информационни индекси, публикувани през текущата година. Ако референтният документ е заменен (модифициран), тогава, когато използвате този стандарт, трябва да се ръководите от заменения (модифициран) документ. Ако референтният документ бъде анулиран без замяна, разпоредбата, в която е дадена връзката към него, се прилага до степента, в която тази връзка не е засегната.

3 Термини, определения, символи и съкращения

3.1 Термини и определения

Този стандарт използва понятията съгласно Федералния закон на Руската федерация от 27 декември 2002 г. N 184-FZ "За техническо регулиране", термините съгласно GOST 15467, GOST 16504, GOST 18322, GOST 27.002, STO 70238424.27.010.001- 2008 г., както и следните термини със съответните определения:

3.1.1 Характеристика: Отличително свойство. В този контекст характеристиките са физически (механични, електрически, химични) и функционални (производителност, мощност...).

3.1.2 качествена характеристика:Присъща характеристика на продукт, процес или система, произтичаща от изисквания.

3.1.3 качество на ремонтираното оборудване:Степента на съответствие на съвкупността от качествени характеристики, присъщи на оборудването, получени в резултат на ремонта му, с изискванията, установени в нормативните и техническа документация.

3.1.4 качество на ремонта на оборудването:Степента на изпълнение на изискванията, установени в нормативната и техническата документация, при изпълнение на набор от операции за възстановяване на работоспособността или работоспособността на оборудването или неговото съставни части.

3.1.5 оценка на качеството на ремонта на оборудването:Установяване на степента на съответствие на резултатите, получени по време на проучването, откриване на неизправности, контрол и изпитване след отстраняване на дефекти, качествените характеристики на оборудването, установени в нормативната и техническата документация.

3.1.6 спецификации за основен ремонт:Нормативен документ, съдържащ изисквания за откриване на дефекти на продукта и неговите компоненти, методи за ремонт за отстраняване на дефекти, технически изисквания, стойности на показатели и стандарти за качество, на които продуктът трябва да отговаря след основен ремонт, изисквания за контрол и изпитване на оборудването в процеса на ремонт и след ремонт.

3.2 Символи и съкращения

В този стандарт се използват следните символи и съкращения:

HP - високо налягане;

Ефективност - коефициент на ефективност;

LP - ниско налягане;

НТД - нормативно-техническа документация;

RVD - ротор с високо налягане;

RND - ротор с ниско налягане;

RSD - ротор със средно налягане;

SD - средно налягане;

УЗК - ултразвуков контрол;

HPC - цилиндър за високо налягане;

LPC - цилиндър с ниско налягане;

TsSD - цилиндър със средно налягане.

4 Общи положения

4.1 Подготовката на стационарни парни турбини (наричани по-долу турбини) за ремонт, изтегляне за ремонт, ремонтни работи и приемане от ремонт трябва да се извършват в съответствие със STO 70238424.27.100.017-2009.

Изискванията за ремонтния персонал, гаранциите на производителя на ремонтните работи са установени в STO 70238424.27.100.006-2008.

4.2 Съответствието с изискванията на този стандарт определя оценката на качеството на ремонтираните турбини. Процедурата за оценка на качеството на ремонта на турбината е установена в съответствие със STO 70238424.27.100.012-2008.

4.3 Изискванията на този стандарт, с изключение на капитала, могат да се използват за средни и текущи ремонти на турбини. Взети са предвид следните характеристики на тяхното приложение:

- изискванията към компонентите и турбините като цяло в процеса на среден или текущ ремонт се прилагат в съответствие с обхвата и обема на извършваните ремонти;

- изисквания за обхвата и методите за изпитване и сравнение на показателите за качество на ремонтирани турбини с техните нормативни стойностии стойностите преди ремонт със среден ремонт се прилагат изцяло;

- изисквания за обхвата и методите за изпитване и сравняване на показателите за качество на ремонтирани турбини с техните стандартни стойности и стойности преди ремонт при текущ ремонтсе използват в количество, определено от техническия ръководител на централата и достатъчно за установяване на работоспособността на турбините.

4.4 В случай на несъответствие между изискванията на този стандарт и изискванията на други NTD, издадени преди влизането в сила на този стандарт, е необходимо да се ръководите от изискванията на този стандарт.

Когато производителят прави промени в проектната документация на турбината и при издаване на нормативни документи на органите за държавен надзор, което ще доведе до промяна в изискванията към ремонтираните компоненти и турбината като цяло, трябва да се ръководи от новосъздадените изискванията на горните документи, преди да направите съответните промени в този стандарт.

4.5 Изискванията на този стандарт се прилагат за основен ремонт на стационарна парна турбина по време на пълния експлоатационен живот, установен в NTD за доставка на турбини или в други нормативни документи. При удължаване, в съответствие с установената процедура, продължителността на експлоатация на турбините над пълния срок на експлоатация, изискванията на този стандарт се прилагат в разрешения период на експлоатация, като се вземат предвид изискванията и заключенията, съдържащи се в документите за удължаване експлоатационен живот.

5 Обща техническа информация

5.1 Видове парни турбини, техните характеристики на дизайна, работните параметри и целта трябва да отговарят на GOST 24278 и спецификацииза турбини.

5.2 Стандартът е разработен въз основа на техническите спецификации за основен ремонт на турбини от типове K, T, PT, R, KT в съответствие с GOST 24278, както и техническите спецификации за серийно производство на производителите.

6 Общи технически изисквания

6.1 Изискванията на този раздел се прилагат заедно с общите технически изисквания, изложени в нормативна документацияза ремонт на определен тип турбина.

6.2 Изисквания за метрологично осигуряване на ремонта на турбината:

- измервателните уреди, използвани при контрола и изпитването на измерванията, не трябва да имат грешки, надвишаващи установените от GOST 8.051, като се вземат предвид изискванията на GOST 8.050;

- средствата за измерване, използвани за контрол и изпитване на измерванията, трябва да са проверени по предписания начин и да са годни за работа;

- нестандартизираните средства за измерване трябва да бъдат сертифицирани;

- разрешена е подмяна на средствата за измерване, предвидени в техническата документация за ремонт, ако това не увеличава грешката на измерване и се спазват изискванията за безопасност при извършване на работа;

- разрешено е използването на допълнителни спомагателни инструменти за контрол, които разширяват възможностите за технически преглед, контрол на измерванията и безразрушителен контрол, които не са предвидени в техническата документация за ремонт, ако използването им повишава ефективността на техническия контрол.

6.3 При разглобяване на турбината трябва да се проверят маркировките на компонентите, а при липса на нова или допълнителна маркировка. Мястото и методът на маркиране трябва да отговарят на изискванията на проектната документация на производителя и нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

6.4 Преди и по време на разглобяването на турбината трябва да се направят измервания, за да се установи относителната позиция на компонентите. След сглобяването относителната позиция на компонентите трябва да отговаря на изискванията на NTD за конкретна турбина.

6.5 Методите за демонтаж (сглобяване), почистване, използваните инструменти и условията за временно съхранение на компонентите трябва да изключват тяхното увреждане.

6.6 При демонтаж (сглобяване) на компонентите трябва да се вземат мерки за временно закрепване на освободените части, за да се предотврати падането им и недопустимото им движение.

6.7 Чужди предмети, открити по време на демонтажа на турбината, продуктите от абразия не се разрешават да се отстраняват, докато не се установят причините за проникването (образуването) или докато не се състави карта на тяхното местоположение.

6.8 Компонентите на турбината трябва да бъдат почистени. За почистване (измиване) на компонентите трябва да се използват почистващи (детергентни) препарати и методи, одобрени за употреба в индустрията. При измиване, пилинг, помътняване, разтваряне на покритието е неприемливо.

6.9 Разрешено е да не се разглобяват компонентите, за да се контролират интерферентните прилягания, ако сглобената форма не показва отслабване на прилягането.

6.10 Отворите, кухините и отворите, които се отварят или образуват по време на разглобяването на турбината и нейните компоненти, трябва да бъдат защитени от чужди тела.

6.11 Детайлите на резбовите съединения, включително детайлите на заключване срещу саморазвинтване, трябва да отговарят на изискванията на проектната документация на производителя.

6.12 Не е позволено да се използват части от резбови връзки, ако има следните дефекти:

- прорези, изпъкналости, счупвания, стърготини и скъсвания на резба, корозивни вдлъбнатини на работната част на резбата на дължина повече от един оборот;

- едностранен хлабина над 1,75% от размера до ключ между опорната повърхност на главата на болта (гайката) и повърхността на частите след монтирането на болта (гайката), докато докосне частта;

- повреди на главите на болтовете (гайките) и шлиците на винтовете, предотвратяващи завинтването с необходимото усилие;

- намалена (повишена) твърдост на крепежните елементи.

6.13 Моментите на затягане на резбовите съединения трябва да съответстват на посочените в проектната документация на производителя и нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

6.14 Разрешено е да се намали диаметърът на неизрязаната част на болтовете (шпилки) с не повече от 3% от номиналния.

6.15 Шпилките трябва да се завинтват в отворите с резба, докато спрат. Не се допуска деформиране на шпилките при поставяне на части върху тях.

6.16 Болтовете (гайките) на фланцовите връзки трябва да бъдат равномерно затегнати. Последователността на затягане се определя от технологичната ремонтна документация и инструкциите на производителя.

6.17 Пружинните шайби не могат да се използват повторно, ако височината на разделянето на краищата е по-малка от 1,65 от дебелината на шайбата. Не използвайте повторно шпленти.

6.18 Заключващите шайби могат да се използват повторно с нов ъглов болт (гайка), огънат върху главата и деформираният болт да бъде отстранен.

6.19 Цилиндричните щифтове трябва да се сменят, ако монтажът не съответства на проектната документация на производителя.

Конусните щифтове трябва да се сменят, ако са плоски най-голям диаметърщифтът е заровен под равнината на детайла с повече от 10% от дебелината му.

Цилиндричните и коничните щифтове трябва да бъдат сменени, ако работната им повърхност има следи от надраскване, цепки, корозия върху площ, надвишаваща 20% от площта на свързване и (или) резбовата част има повреда, посочена в точка 6.11.

6.20 При монтиране на О-пръстени, направени от еластичен материалне се допуска разтягането им по вътрешния диаметър с повече от 5% от оригинала.

6.21 Уплътнителните части, изработени от гумени корди (с изключение на органосилиций), уплътнителните (изолационни) части, изработени от влакнести и пресовани материали, трябва да имат лепилна връзкаот една от уплътнителните повърхности, освен ако проектната документация не предвижда друго.

6.22 При монтиране на уплътнителните части не се допуска припокриване на площта на потока на уплътнителните отвори и канали.

6.23 Материалите, използвани за ремонт, трябва да отговарят на изискванията на проектната документация на производителя на турбината.

Списъкът на частите, за които е възможна подмяна на материали, и заместващите материали трябва да бъдат посочени в нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

Качеството на материала трябва да бъде потвърдено със сертификат или входящ контрол в степента, определена от функционално предназначениематериал в съответствие с изискванията на нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

6.24 Методите и критериите за оценка на състоянието на метала на основните елементи на турбината (корпуси и части, ротори, крепежни елементи, лопатки, дискове, заварени съединения) са направени в съответствие със STO 70238424.27.100.005-2008.

Решенията за възстановяване на работата на части и монтажни единици, чиито дефекти не са отразени в този стандарт, се вземат след съгласуване с производителя на турбината.

6.25 Резервните части, използвани за ремонт, трябва да имат придружаваща документация на производителя, потвърждаваща тяхното качество. Преди монтажа резервните части трябва да бъдат подложени на входяща проверка в рамките на изискванията на нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

6.26 При липса на необходимите резервни части, решенията за възстановяване на работоспособността на части и монтажни единици, чиито дефекти надвишават гранични размерисе приемат след съгласуване с производителя.

7 Изисквания към компонентите

Изискванията на този раздел се прилагат заедно с изискванията за компоненти, установени в нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

Нормите за пропуски и плътност на интерфейсите на компонентите се определят в сервиза за ремонт на конкретна турбина.

При възстановяване на компоненти или подмяна на една (две) свързващи се части трябва да се осигурят празнините (намесите), посочени в колоната "съгласно чертежа". В определени обосновани случаи е разрешено възстановяване на интерфейса, като се предоставят стойностите на пропуските (смущенията), посочени в колоната "допустимо без ремонт при основен ремонт".

Допустимите максимални разстояния на контролните блокове по време на основен ремонт могат да бъдат разрешени само при условие, че тестовете на системата за управление на стояща и въртяща се турбина, извършени в рамките на паспорта на производителя, показват, че всички характеристики са изпълнени.

За макари и оси на сервомотори на управляващи клапани трябва допълнително да се вземат мощностните характеристики на сервомотори (с изкуствено спирачно бутало), които трябва да отговарят на установените изисквания.

С ръководство електродъгово заваряванеи наваряване на компоненти, използвайте консумативи за заваряване, посочени в проектната документация; за дъгова заварка в защитен газ използвайте газ аргон от клас 1 или 2 съгласно GOST 10157.

Местата за наваряване и заваряване не трябва да имат:

- липса на проникване по линията на свързване на основния и отложения метал, шлакови включвания и пори;

- пукнатини в наслоения слой и основния метал в близост до местата на заваряване;

- течове, ако се изисква плътност;

- повишена, в сравнение с основния метал, твърдост, която предотвратява механична обработка;

- отложеният слой трябва да бъде почистен наравно с основната повърхност, грапавостта на повърхността на почистения слой е не повече от 3,2.

Демонтажът на цилиндрите HP и SD се извършва, когато температурата достигне 100 °C в зоната за подаване на активна пара.

Преди демонтажа е необходимо да се уверите, че инструментите за наблюдение и управление на турбинния агрегат са изключени.

Демонтажът на цилиндрите и лагерите трябва да започне с разединяване на фланците на тръбопроводите за пара и масло, щепселите и електрическите съединители на температурните сензори, елементите за управление и разпределение на пара и др.

Развиването на съединителите трябва да започне с отстраняването на заключващите елементи на крепежните елементи (шайби, шпленти, проводници и др.). Ако има контролни щифтове, болтове, шпилки, първо те трябва да бъдат отстранени, като се контролира тяхната маркировка и местата им за монтаж. Крепежните елементи, монтирани в зона с висока температура, се навлажняват с разтворител (терпентин или друг агент) според техния резбови връзкиза улесняване на разглобяването.

При извършване на измервания по време на демонтаж, местата за измерване трябва да бъдат почистени от отлагания и цепки, местата за монтаж на измервателните уреди трябва да бъдат маркирани, така че измерванията да могат да се повтарят на същите места по време на ремонта.

За визуален и измервателен контрол се използват инструменти, приспособления и устройства в съответствие 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, GOST 13837, GOST 23677, GOST 25706 и методи съгласно STO 70238424.27.100.005-2008.

7.1 Корпусни части на цилиндри HP, SD

7.1.1 Пукнатини по повърхността на корпусите се откриват чрез визуална проверка и методи за откриване на дефекти в съответствие със STO 70238424.27.100.005-2008. Вземане на проби от пукнатини, заваряване и обработка по метода на заваряване без термична обработка.

Допуска се проби от пукнатини до 15% от дебелината на стената да се оставят без запълване.

Не се допускат пукнатини в предварително нанесения метал и приповърхностните зони.

Не трябва да се избират местни мивки, порьозност, бръчки при липса на пукнатини.

7.1.2 Припадъци, прорези в кръстовищата се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминиран чрез картотекиране. Параметър на грапавостта на уплътнителните и опорните повърхности - 1,6, други повърхности - 3,2.

7.1.3 Течовете в хоризонталния съединител се откриват чрез измервателни методи. Елиминиран:

Без изстъргване на конектора;

- наваряване и изстъргване на малки участъци от съединителя;

- изстъргване на съединителя.

7.1.4 Откриват се пукнатини в местата на заваряване на нагревателните кутии на шпилковите фланци, ако има такива хидравлични тестовеи елиминиран чрез рязане и заваряване. Не се допускат течове.

7.1.5 Отклоненията от плоскостта на краищата на гайките на крепежните елементи се откриват чрез визуални и измервателни методи. Елиминира се чрез почистване и изстъргване. Параметърът на грапавостта на краищата е 3,2.

7.1.6 Износването на монтираната повърхност на контролните щифтове и съединителните щифтове се открива чрез визуални и измервателни методи. Елиминиран чрез рязане. Позволено е да се повреди не повече от 25% от монтираната повърхност на щифтовете. Параметърът на грапавостта на повърхността е 1,7.

7.2 LP цилиндрови тела

7.2.1 Течът на конектора LPC се открива чрез методи за измерване. Елиминиран:

- наваряване и изстъргване на малки участъци от отваряне на съединителя;

- уплътняване на конектора с гумено въже, положено в жлеба на LPC конектора.

Параметърът на грапавостта на повърхността е 3,2. На местата на наваряване не се допускат пропуски и подрязвания.

7.2.2 Задръстванията и нарязванията на съединителните повърхности на корпуса на цилиндъра за ниско налягане, припокриванията в краищата на отворите за корпусите на камината се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминиран чрез почистване, пилене. Параметърът на грапавостта е 3,2.

7.2.3 Промените в хлабините на дистанционните болтове за закрепване на LP бутилката към основата се откриват чрез измервателни методи. Елиминира се чрез подрязване на главата на болта или неговата упорна част.

7.2.4 Проверете деформацията (остатъчната) на тялото на LPC спрямо капака в аксиална посока и елиминирайте изместването на отворите за камерите на камината.

7.3 Вътрешен корпус на HPC

7.3.1 Течът на конектора се открива чрез методи за измерване. Елиминира се чрез наваряване и изстъргване. Параметърът на грапавостта е 3,2.

7.3.2 Пукнатини, локални черупки на повърхности се откриват чрез визуална проверка. Те се елиминират чрез вземане на проби, рязане и обработка. Допуска се пробиване на пукнатини до 15% от дебелината на стената без запълване. Не се допускат пукнатини в заварените и припокриващите зони.

7.3.3 Засядания, нарязвания на свързващи се повърхности се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминиран чрез картотекиране. Параметърът на грапавостта е -12,5.

7.3.4 Отклонението от плоскостта на краищата на капачните гайки на крепежните елементи на съединителя се открива чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминира се чрез почистване и изстъргване. Параметърът на грапавостта на краищата е 12,5.

7.3.5 Необходимостта от контрол на блокировката на втулките на входните дюзи за пара се открива визуално или чрез измервания.

7.4 LPC вътрешен корпус

7.4.1 Течът на конектора се открива чрез измервателни методи. Елиминиран чрез наваряване и изстъргване, запечатване на съединителя. Параметърът на грапавостта е 3,2.

7.4.2 Задръстванията и нарязванията на свързващите се повърхности се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминиран чрез картотекиране. Параметърът на грапавостта е 3,2.

7.4.3 Променени празнини по протежение на направляващите ключове на лапите на тялото се откриват чрез измервателен контрол. Елиминиран чрез подходяща повърхностна обработка на водещите ключове.

7.5 Диафрагмени ръкави

7.5.1 Разхлабването на съединителите се открива чрез измервателни методи. Премахнато чрез обработка. Параметърът на грапавостта е 3,2.

7.5.2 Износването на опорните повърхности на долния шпонков канал се открива чрез методи за измерване на хлабината. Елиминиран чрез наваряване и обработка.

7.5.3 Засядания, нарязвания на опорните повърхности на интерфейса с тялото на цилиндъра се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминиран чрез пилене, почистване. Параметърът на грапавостта на повърхността е 3,2.

7.5.4 Отслабването на прилягането на уплътнителните вложки в жлеба на скобите се открива чрез методите на визуален и измервателен контрол. Премахнато чрез обработка.

7.6 Диафрагми

7.6.1 Течът на конектора се открива чрез измервателни методи. Отстранява се чрез изстъргване. Параметърът на грапавостта е 3,2.

7.6.2 Повишените хлабини по вертикалните и надлъжните шпонки се откриват чрез измервателни методи. Елиминиран чрез наваряване и обработка.

7.6.3 Засядания, нарязвания на опорните повърхности на съединяване със скоби, тялото на цилиндъра се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминиран чрез почистване, пилене. Параметърът на грапавостта е 3,2.

7.6.4 Повишената остатъчна деформация на диафрагмите на HPC и HPC се откриват чрез измервателни методи. Промяна в празнините в пътя на потока, причинена от увисването на диафрагмите, се елиминира чрез завъртане на диафрагмите или чрез тяхната подмяна. Разрешава се изтъняване на лентата на диафрагмата със стойност не повече от 1,0 mm.

7.6.5 Затъпяването и износването на изкованите уплътнителни ръбове и уплътненията на кожуха на LPC диафрагмите се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминира се чрез възстановяване на остротата или изрязване и напълване на нови ръбове.

7.6.6 Повреда на уплътненията на опашките на лопатките, навити в HPC диафрагмите, повишена чупливост на ръбовете се откриват чрез методи за визуална проверка. Елиминиран чрез коригиране или подмяна.

7.6.7 Пукнатини с дължина до 15 mm, разкъсвания и разкъсвания от 15 до 150 mm метал по ръбовете на направляващите лопатки, изкривявания и прорези се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминиран чрез методи за възстановяване (избор на пукнатини, рязане, изправяне и др.). Броят на пробите на етап е не повече от 15 бр.

7.6.8 Солните отлагания върху водещите лопатки се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Ликвидира се ръчно, инсталация под високо налягане, хидроабразивна инсталация. Параметърът на грапавостта на остриетата е 3,2.

7.6.9 Намаляването на сеченията на потока на гърлата на каналите на дюзите се открива чрез методите за контрол на измерването. Елиминиран чрез огъване на задните ръбове на водещите лопатки. Допустимото огъване на областта на гърлото е не повече от 5% от размера по чертежа.

7.7 Регулиращи диафрагми

7.7.1 Засядания, прорези в опорните повърхности на съединяване със скоби, тялото на цилиндъра се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминиран чрез почистване, пилене. Параметърът на грапавостта е 2,5.

7.7.2 Разхлабеността на съединителя се открива чрез измервателни методи. Отстранява се чрез изстъргване. Параметърът на грапавостта е 2,5.

7.7.3 Увеличените празнини по вертикалните и надлъжните шпонки на свързващите се половини на диафрагмите се откриват чрез методите за контрол на измерването. Елиминиран чрез наваряване и обработка.

7.7.4 Тъпостта и износването на изкованите уплътнителни ръбове и уплътненията на диафрагмата на кожуха се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминира се чрез възстановяване на остротата или изрязване и напълване на нови ръбове.

7.7.5 Повишената остатъчна деформация на диафрагмите се открива чрез измервателни методи. Промяна в празнините в пътя на потока, причинена от увисването на диафрагмите, се елиминира чрез завъртане на диафрагмите или чрез тяхната подмяна. Разрешава се изтъняване на лентата на диафрагмата със стойност не повече от 1,0 mm.

7.7.6 Намаляване (увеличаване) около обиколката на празнината между облицовката и въртящия се пръстен се открива чрез методи за контрол на измерването. Елиминира се чрез обработка на раменете на подплатата. Разстоянието, зададено съгласно чертежите на производителя, трябва да се спазва по цялата обиколка.

7.7.7 Разликата в припокриването на каналите на въртящия се пръстен и диафрагмата се настройва чрез контролно измерване. Елиминира се чрез скосяване в каналите на пръстена или чрез наваряване с последваща обработка. По цялата височина на канала се допуска застъпване от минимум 1,5 mm. Проверете едновременното отваряне на каналите при отваряне с 3,0 мм. Максималната разлика в размерите на отворите на един диаметър е не повече от 1,5 mm.

7.7.8 Методи за откриване на неизправности и отстраняване на дефекти, технически изисквания след ремонт на въртящия се пръстен са подобни на диафрагмата.

7.7.9 Дефектите в крепежните елементи се установяват чрез визуална проверка. Елиминиран чрез ремонт или подмяна.

7.8 Клетки за тюлени

7.8.1 Деформацията на вътрешната повърхност на клетката се открива чрез контролни методи за измерване. Елиминиран чрез струговане, термично изправяне, подмяна. Допустимите отклонения се съгласуват с производителя.

7.8.2 Течът на конектора на скобата се открива чрез измервателни контролни методи. Елиминиран чрез остъргване, фрезоване.

7.8.3 Засядания, нарязвания на повърхности за сядане се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминира се чрез оголване, пилене. Параметърът на грапавостта на уплътнителните повърхности е 1,6, останалите - 3,2.

7.9 Сглобяване на тялото на цилиндъра

7.9.1 Нарушените празнини между шпонките на клетките и телата на цилиндрите се откриват чрез методи за контрол на измерването. Възстановен чрез повърхностна обработка с възможно използване на заваряване.

7.9.2 Счупените междини между шпонките на диафрагмите и телата на цилиндъра (клетки) се откриват чрез методи за контрол на измерването. Възстановява се чрез обработка на ключове (или жлебове) или калибрирани уплътнения.

7.9.3 Нарушените празнини между сегментите на уплътнителните пръстени и отворите на диафрагмата се откриват чрез методите за контрол на измерването. Възстановяват се чрез повърхностна обработка на клетките и корпуса на тюлена.

7.9.4 Счупените междини между центриращите ключове на вътрешния корпус и външния корпус се откриват чрез методите за контрол на измерването. Възстановен чрез обработка на центриращия ключ.

7.10 HP, LP, LP ротори

7.10.1 Отклонението от заоблеността на профила на надлъжното сечение на шийките на валовете се открива чрез методите на визуален и измервателен контрол. Възстановен чрез обработка. Параметър грапавост на повърхността - 0,8; толеранс на профила на надлъжен разрез 0,09 mm; допустимото отклонение на заоблеността е не повече от 0,02 mm. Допустимото намаление на диаметъра е не повече от 1% от размерите на чертежа. Допускат се отделни повреди с дълбочина до 0,5 mm на не повече от 10% от повърхността, по дължината на генератора не повече от 15%, допускат се пръстени с дълбочина до 0,2 mm.

7.10.2 Нарушеното крайно биене на роторите се открива чрез методи за контрол на измерването. Елиминира се чрез обработка на свързващите се крайни повърхности. Допустимите отклонения на биенето трябва да са минимум не повече от 0,02 mm.

7.10.3 Увеличеното радиално биене (остатъчно отклонение на ротора) се открива чрез методите за контрол на измерването. Дисбалансът, причинен от отклонението на ротора, се елиминира чрез балансиране на нискочестотна балансираща машина.

При радиално биене на маркучи за високо налягане, вентили за високо налягане над 0,15 мм, а на вентили за високо налягане - над 0,1 мм, изправете ротора фабрично или в специализирана ремонтна база.

7.10.4 Протриване, прорези по крайните повърхности на дисковете се откриват чрез визуална проверка. Проверява се за липса на пукнатини и твърдост при наличие на обезцветяване. Допускат се овални следи от протриване с дълбочина до 2 мм. Не се допуска промяна на твърдостта в местата на триене. Търкането по бузите на дисковете не е разрешено.

7.10.5 Абразията на аксиалните и радиалните уплътняващи ръбове на бандажите на коланите и в основата на роторните перки се открива чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминиран чрез ремонт или подмяна.

7.10.6 Абразията на шиповете на работните лопатки се установява чрез визуален и измервателен контрол. Възможно е наваряване на краищата на шиповете с аустенитни електроди.

7.10.7 Абразията, деформацията на превръзките на лопатките на ротора се открива чрез визуален и измервателен контрол. Елиминиран чрез ремонт или подмяна.

7.10.8 Ерозионно износване на работните ножове на контролното стъпало, пукнатини в заварките на опаковките се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез подмяна на ножовете при надвишаване на допустимите показатели за износване.
[имейл защитен]

Ако процедурата за плащане на уебсайта на платежната система не е завършена, в брой
средствата НЯМА да бъдат дебитирани от вашата сметка и ние няма да получим потвърждение за плащане.
В този случай можете да повторите покупката на документа чрез бутона вдясно.

Възникна грешка

Плащането не е извършено поради техническа грешка, средства от вашата сметка
не са били отписани. Опитайте да изчакате няколко минути и повторете плащането отново.

Главна информация.Основните и спомагателните парни турбинни механизми (турбогенератори, турбопомпи, турбовентилатори) се експлоатират на кораби на ВМС; Всички те преминават годишни проучвания, по време на които се извършва следното: външен преглед, проверява се готовността за действие, работа в действие, изправността на маневрените и пусковите устройства и устройствата за дистанционно управление, както и изправността на навесните и задвижващи механизми.
Поддръжка въздушна турбинавключва извършване на планирани превантивни инспекции (PPO) и ремонти (PPR), настройка и конфигуриране на турбинни елементи, отстраняване на неизправности, проверка на оборудването за съответствие с техническите спецификации, възстановяване на загубени свойства, както и предприемане на мерки за запазване на турбините, когато са неактивни.
В зависимост от обема и характера на извършената работа поддръжката се разделя на ежедневна, месечна и годишна.
Ежедневната поддръжка включва следните основни операции:
- визуална инспекция;
- отстраняване на течове от гориво, масло и вода;
- отстраняване на следи от корозия;
- измерване на вибрации.
Демонтаж и демонтаж на турбини. Съгласно инструкциите на производителя се извършват планови отваряния на турбините. Целта на отварянето на турбините е да се оцени техническото състояние на частите, да се почисти пътя им на потока от корозия, въглеродни отлагания и мащаб.
Демонтажът на турбината започва не по-рано от 8-12 часа след спирането й, тоест след охлаждане, когато температурата на стените на корпуса стане равна на температурата на околната среда (около 20 ° C).
Ако турбината се демонтира за транспортиране до сервиза, тогава се спазва следната процедура за демонтаж:
- изключете турбината от входящата пара;
- източете или изпомпете водата от кондензатора;
- изпомпайте маслото от турбината или го спуснете, освобождавайки маслената система;
- премахване на фитинги и инструменти;
- изключете тръбопроводи, директно свързани с турбината или пречещи на нейния демонтаж от основата;
- отстранете корпуса на турбината и изолацията;
- разглобете парапетите, отстранете платформите и щитовете;
- отстранете бързо затварящия клапан на приемника и байпасните клапани;
- откачете ротора на турбината от скоростната кутия;
- стартирайте сапани и ги фиксирайте към товарозахващащото устройство;
- дайте фундаментните болтове и извадете турбината от фундамента. Подкопаването на капака на статора се извършва с притискащи болтове и повдигане
(спускането) на него и на ротора се прави със специално устройство. Това устройство се състои от четири винтови колони и повдигащи механизми. Линийките са фиксирани върху винтовите колони, за да контролират височината на повдигане на капака на статора или ротора на турбината. Когато повдигате капака или ротора, на всеки 100-150 mm направете спиране и проверете равномерността на тяхното издигане. Същото важи и при спускането им.
Дефектоскопия и ремонт.Откриването на дефекти на турбината се извършва на два етапа: преди отваряне и след отваряне при разглобяване. Преди отваряне на турбината, с помощта на стандартна апаратура, се измерват: аксиален разбег на ротора в опорния лагер, хлабини на маслото в лагерите, хлабини в ограничителя на скоростта.
Типичните дефекти на парна турбина включват: деформация на фланците на съединителя на статора, пукнатини и корозия на вътрешните кухини на статора; деформация и дисбаланс на ротора; деформация на работните дискове (отслабване на прилягането им към вала на ротора), пукнатини в областта на шпонковите канали; ерозивно износване, механично и уморно разрушаване на роторни лопатки; деформация на диафрагмата; ерозионно износване и механични повреди на дюзовия апарат и направляващите лопатки; износване на пръстени на крайни и междинни уплътнения, лагери.
По време на работа на турбината възникват предимно топлинни деформации на части, причинени от нарушения на Правилата за техническа експлоатация.
Топлинните деформации възникват в резултат на неравномерно нагряване на турбината по време на подготовката й за пускане и при спиране.
Работата на небалансиран ротор предизвиква вибрации на турбината, което може да доведе до счупване на лопатките и кожуха, до разрушаване на уплътнения и лагери.
Корпус на парна турбинаизпълнява се с хоризонтален съединител, който го разделя на две половини. Долната половина е тялото, а горната половина е капакът.
Ремонтът се състои във възстановяване на плътността на разделителната равнина на тялото поради деформация. Изкривяването на разделителната равнина с празнини до 0,15 mm се елиминира чрез изстъргване. След завършване на изстъргването капакът се връща на място и се проверява наличието на локални празнини със сонда, които не трябва да са повече от 0,05 mm. Пукнатини, фистули и корозионни ями в корпуса на турбината се изрязват и ремонтират чрез заваряване и наваряване.
Ротори на парни турбини. При главните турбини роторите най-често се изработват от едно парче ковани, докато при спомагателните турбини роторът обикновено е сглобяем, състоящ се от турбинен вал и работно колело.
Деформацията на ротора (огъване), която не надвишава 0,2 mm, се отстранява чрез механична обработка, до 0,4 mm - чрез термично изправяне и повече от 0,4 mm - чрез термомеханично изправяне.
Сменя се спуканият ротор. Износването на шийките се елиминира чрез смилане. Овалността и конусовидната форма на шийките се допускат не повече от 0,02 mm.
работещи дискове.Сменени са спукани дискове. Деформацията на дисковете се установява чрез крайно биене и ако не надвишава 0,2 mm, се елиминира чрез завъртане на края на диска на машината. При по-голяма деформация дисковете се подлагат на механично изправяне или подмяна. Отслабването на прилягането на диска към вала се елиминира чрез хромирането му монтажен отвор.
Дискови ножове.Възможно е ерозивно износване на остриетата и ако не надвишава 0,5-1,0 мм, те се изпиляват и полират ръчно. В случай на големи повреди ножовете се сменят. Нови лопатки се произвеждат в турбостроителни заводи. Преди да инсталирате нови ножове, те се претеглят.
В присъствието на механични повредии отделяне на превръзката на работещите остриета, тя се подменя, за което се отстранява старата превръзка.
Турбинни диафрагми.Всяка диафрагма се състои от две половини: горна и долна. Горната половина на диафрагмата е монтирана в капака на корпуса, а долната половина е монтирана в долната половина на корпуса на турбината. Ремонтът е свързан с премахване на изкривяването на диафрагмата. Изкривяването на диафрагмата се определя върху плочата с плочи на сонда; за това диафрагмата се поставя с ръб от страната на изхода на парата на плочата и наличието на празнини между ръба и плочата се проверява със сонда .
Изкривяването се елиминира чрез смилане или изстъргване на края на джантата по дължината на плочата върху боята. След това, по протежение на остъргания край на ръба на диафрагмата, се изстъргва жлеб за кацане в корпуса на турбината от страната на изхода на парата. Това се прави, за да се постигне плътно прилягане на диафрагмата към тялото, за да се намали изтичането на пара. Ако има пукнатини по ръба на диафрагмата, тя се заменя.
Лабиринтни (крайни) уплътнения. По дизайн лабиринтните уплътнения могат да бъдат от прост тип, еластичен тип ела, тип еластичен гребен. При ремонт на уплътнения, втулки и сегменти от лабиринтни уплътнения с повреда се сменят чрез задаване на радиални и аксиални хлабини в съответствие с ремонтните спецификации.
Опорни лагери в турбинитеможе да се плъзга и търкаля. В главните кораби парни турбинисе използват плъзгащи лагери. Ремонтът на такива лагери е подобен на ремонта на дизелови лагери. Стойността на регулиращата маслена хлабина зависи от диаметъра на шийката на роторния вал. При диаметър на шийката на вала до 125 mm монтажната междина е 0,12-0,25 mm, а максимално допустимата междина е 0,18-0,35 mm. В турбините на спомагателните механизми са монтирани търкалящи лагери (съчмени, ролкови) и не подлежат на ремонт.
Статично балансиране на дискове и ротори. Една от причините за вибрациите на турбината е дисбалансът на въртящия се ротор и дисковете. Въртящите се части могат да имат една или повече небалансирани маси. В зависимост от местоположението им е възможен статичен или динамичен дисбаланс на масите. Статичният дисбаланс може да се определи статично, без въртене на детайла. Статичното балансиране е подравняването на центъра на тежестта спрямо неговата геометрична ос на въртене. Това се постига чрез отстраняване на метала от тежката част на детайла или добавянето му към леката част. Преди балансиране се проверява радиалното биене на ротора, което не трябва да бъде повече от 0,02 mm. Статичното балансиране на части, работещи със скорост до 1000 min-1, се извършва на един етап, а при по-висока скорост - на два етапа.
На първия етап детайлът се балансира до безразличното си състояние, в което спира в произволно положение. Това се постига чрез определяне на позицията на тежката точка и след това вземане и прикрепяне на балансираща тежест от противоположната страна.
След балансиране на частта от нейната лека страна, вместо временен товар, се фиксира постоянен товар или се отстранява подходящо количество метал от тежката страна и балансирането е завършено.
Вторият етап на балансиране е да се елиминира остатъчният дисбаланс (дисбаланс), който остава поради инерцията на частта и наличието на триене между тях и опорите. За това крайната повърхност на частта е разделена на шест до осем равни части. След това частта с временно натоварване се монтира така, че да е в хоризонтална равнина (точка 1). В този момент масата на временния товар се увеличава, докато частта излезе от баланс и започне да се върти. След тази операция товарът се отстранява и се претегля на везната. В същата последователност се извършва работа за останалите точки на частта. Въз основа на получените данни се изгражда крива, която при точно извършено балансиране трябва да има формата на синусоида. Максималните и минималните точки се намират на тази крива. Максималната точка на кривата съответства на светлата част на частта, а минималната точка съответства на твърдата част. Точността на статичното балансиране се оценява от неравенството:

където Да сее теглото на балансиращия товар, g;
Р- радиус на монтиране на временен товар, mm;
Ж— тегло на ротора, kg;
Lst— максималното допустимо изместване на центъра на тежестта на детайла спрямо оста му на въртене, микрони. Максимално допустимото изместване на центъра на тежестта на частта се намира от диаграмата на максимално допустимите измествания на центъра на тежестта по време на статично балансиране, съгласно паспортните данни на турбината или по формулата:


където н— скорост на ротора, s-1.
динамично балансиране.По време на динамичното балансиране всички маси на ротора се свеждат до две маси, лежащи в една и съща диаметрална равнина, но от противоположните страни на оста на въртене. Динамичният дисбаланс може да се определи само от центробежните сили, които възникват, когато частта се върти с достатъчна скорост. Качеството на динамичното балансиране се оценява от големината на амплитудата на трептенията на ротора при критичната честота на неговото въртене. Балансирането се извършва на специален стенд в завода. Стойката има опори тип махало или люлка (типове стойки 9V725, 9A736, MS901, DB 10 и др.). Роторът на турбината е поставен върху два пружинни лагера, монтирани върху опорите на рамката и свързани към електродвигателя. въртящ се електрически моторроторът на турбината определя своята критична скорост на въртене, като същевременно измерва максималните амплитуди на трептенията на шийките на ротора от всяка страна. След това всяка страна на ротора се маркира по обиколката на 6-8 равни части и масата на изпитвателния товар се изчислява за всяка страна. Балансирането започва от страната на лагера, който има голяма амплитуда на трептене. Вторият лагер е фиксиран. Тестовото натоварване се фиксира в точка 1 и се измерва максималната амплитуда на трептенията на гърлото на ротора при критичната честота на неговото въртене. След това товарът се отстранява, фиксира се в точка 2 и операцията се повтаря. Въз основа на получените данни се изгражда графика, по която се определят максималните и минималните амплитуди и средната стойност на амплитудата, а според нейната стойност масата на балансиращия товар. Лагерът с по-голяма амплитуда на трептене се фиксира, а вторият се освобождава от стойката. Операцията за балансиране на втората страна се повтаря в същата последователност. Резултатите от балансирането се оценяват според неравенството:


където аокт— амплитуда на трептене на краищата на ротора, mm;
Р— радиус на закрепване на балансиращата тежест, mm;
Ж- част от масата на ротора, приписана на тази опора, kg;
Lct— допустимо изместване на центъра на тежестта от оста на въртене на ротора по време на динамично балансиране, микрони.
Турбинен монтажвключва центриране на ротора и диафрагмите.
Подравняване на ротора.Преди да центрирате ротора, плъзгащите лагери се регулират по леглата и шийките на ротора. След това роторът се центрира спрямо оста на отвора за държачите на крайните уплътнения на турбината. При подравняването на ротора и диафрагмите се използва фалшив вал (технологичен вал), който се поставя върху лагери. След това се измерват празнините между шийката на вала и цилиндричната повърхност под уплътненията във вертикална и хоризонтална равнина. Допустимо изместване на оста на ротора спрямо оста на отворите за уплътнения е разрешено до 0,05 mm. Равенството на празнините показва добро центриране, а ако не, тогава се извършва центриране на оста на ротора.
Изключване на турбината.Преди полагането на ротора шийките и лагерите му се смазват с чисто масло. След това роторът се поставя върху лагери и капакът се спуска. След кримпване на капака се проверява лекотата на въртене на ротора. За уплътняване на разделителните равнини на турбината, работещи при налягания над 3,5 MPa и температури до 420 ° C, се използва паста "Sealant" или други мастики. В този случай се покриват резбите на гайките, шпилките и обикновените болтове тънък слойграфит, а монтажните болтове се смазват с живачен мехлем.
Тест на турбината след ремонт.Отремонтираните турбомеханизми трябва първо да бъдат тествани на щанда на СРЗ, след което да се извършат швартови и ходови изпитания. При липса на щандове в корабостроителницата турбомеханизмите се подлагат само на акостиране и морски изпитания. Швартовите изпитания се състоят от обработване, настройка и тестване на турбомеханизмите съгласно програмата за стендови изпитания.
Цялата подготовка за пробния пуск на турбинната инсталация (проверка на работата на клапаните, отопление на турбината и паропроводите, система за смазване и т.н.) се извършва в пълно съответствие с "Правилата за поддръжка и грижа за корабни парни турбини" . Освен това системата за смазване и лагерите се изпомпват с горещо масло при температура 40-50 C с помощта на помпа за смазване. За почистване на системата за смазване от замърсяване пред лагерите се монтират временни филтри от медна мрежа и марля и др. Периодично се отварят, измиват и връщат на мястото си. Изпомпвайте маслото, докато няма утайка по филтрите. След изпомпване маслото се източва от захранващия резервоар, резервоарът се почиства и се пълни с прясно масло.
Преди стартиране турбината се завърта с блокиращо устройство, като внимателно се слуша със стетоскоп местоположението на лагерите на турбината и скоростната кутия, зоната на пътя на потока, уплътненията и зъбните колела. При липса на забележки роторът на турбината се завърта с пара, като се довежда до честота на въртене 30-50 min -1 и парата веднага се блокира. Вторичното стартиране на турбината се извършва, ако не се установят неизправности по време на завъртане.
При всеки външен звук в турбината, той незабавно се спира, проверява се, идентифицират се причините за неизправностите и се предприемат мерки за отстраняването им.
Работата на турбомеханизма на празен ход се проверява с постепенно увеличаване на скоростта на ротора на турбината до номиналната стойност и в същото време работата на регулатора на скоростта, бързо затварящия клапан, вакуумния кондензатор и др.
По време на морски изпитания, технически и икономически показателитурбомеханизъм във всички режими на работа.

От гледна точка на спазване на режимните характеристики на CCS при тяхната експлоатация, основно внимание се отделя на постоянните и променливи режими на работа на парната турбина.

Непрекъсната работа на парна турбина.За съвременни мощни турбинни инсталации в топло- и атомни електроцентрали с единична мощност от няколкостотин MW до 1000–1500 MW, които като правило работят в постоянен режим максимално натоварване, на преден план излизат такива показатели като ефективност, надеждност, издръжливост и поддръжка.

Ефективността на STP се характеризира както с коефициента на полезно действие (КПД) на турбинната централа (TP), така и с брутното специфично потребление на топлина (т.е. без да се вземат предвид енергийните разходи за собствени нужди на TP). Показателите за ефективност на когенерационните турбинни централи с контролирано извличане за отопление и горещо водоснабдяване са специфичен разход на пара в когенерационен режим, специфичен разход на топлинна енергия в кондензен режим, специфичен разход на топлинна енергия за производство на електроенергия и др. за кондензационните турбини с голям капацитет е на ниво 7640 – 7725 kJ/(kWh); за ТЕЦ - 10200 kJ/(kWh) и 11500 kJ/(kWh) за АЕЦ. Специфичният брутен разход на топлина за когенерационни турбинни инсталации при температура на охлаждащата вода 20°C в кондензационен режим е около 8145–9080 kJ/(kWh), а специфичният разход на пара в когенерационен режим е не повече от 3,6–4,3 kg /(kWh).

Надеждността и издръжливостта се характеризират с редица количествени показатели, като средно време до отказ, пълен задан срок на експлоатация, пълен задан ресурс на елементите, среден срокмеждуремонтно обслужване, коефициент на техническо използване, коефициент на готовност и други. Пълният срок на експлоатация на енергоблок, произведен преди 1991 г., е най-малко 30 години, оборудване, произведено след 1991 г., е най-малко 40 години. Общият зададен ресурс (парков ресурс) на основните елементи, работещи при температури над 450°C, е 220 хиляди часа работа. За турбини с висока мощност MTBF е настроен да бъде най-малко 5500 часа и коефициентът на наличност е най-малко 97%.

Променливият режим на работа на парна турбина предполага преди всичко промяна на потока на парата през пътя на потока - надолу от номиналния. При което минимални загубис променлива, т.е. „Частичният“ поток на пара се постига с управление на дюзите, когато вентилите (клапаните), обслужващи една специфична група дюзи, са напълно отворени. Топлинните капки се променят значително само на управлението и последна стъпкапоток част. Топлинните спадове на междинните етапи остават почти постоянни, тъй като потокът на парата през турбината намалява. Условията на работа на междинните етапи и, следователно, ефективността всички нива високо налягане(с изключение на първия етап), средно налягане и ниско налягане(с изключение на последната стъпка) практически не се променят.

Колкото по-голямо е повдигането на клапана, обслужващ която и да е група дюзи, толкова по-малко е увеличението на скоростта на потока на „единица“ от неговото повдигане. Когато се достигне h/d ≈ 0,28 (където h е линейното преместване на клапана при отваряне, а d е диаметърът на клапана), увеличаването на потока на парата през клапана практически спира. Следователно, за да се осигури плавността на процеса на зареждане, се планира да се отвори клапанът, обслужващ следващата група дюзи с известно „припокриване“, т.е. малко по-рано от предишния клапан се отваря напълно.

За последния етап на цилиндъра с ниско налягане намаляването на относителния обемен поток на пара до стойност под 0,4 GV 2 води до образуване на вихри в основния поток както в основата на работните лопатки на последния етап, така и при тяхната периферия, което е опасно от гледна точка на динамични извънпроектни напрежения в тези лопатки, които вече са натоварени до краен предел.

Основи на работа на парни турбини.Свързани са изискванията за маневреност и надеждност на съвременните парни турбини по време на тяхната работа Общи условияексплоатация на енергийни системи, дневни надбавки, годишни класациипотреблението на енергия, структурата на генериращите мощности в електроенергийните системи, тяхното състояние и технически възможности. В момента графиците на електрическите натоварвания на енергийните системи се характеризират с голяма неравномерност: остри пикове на натоварването сутрин и вечерни часове, спадове през нощта и през почивните дни, ако е необходимо, за да се осигури бързо увеличаване и намаляване на натоварванията. Гъвкавостта се разбира като способността на енергийния блок да променя мощността през деня, за да покрие графика на натоварване на електроенергийната система. Важни в това отношение са периодите на натоварване и разтоварване на турбинния агрегат, както и пускане от различни термични състояния (горещо - след предварителен престой по-малко от 6-10 часа, неохладено - след предварителен престой от 10 часа до 70-90 часа, студено - след предварителен престой от повече от 70-90 часа). Също така вземете предвид броя на спиранията и стартиранията за целия експлоатационен живот, долна границадиапазон на регулиране, т.е. долната граница на интервала на натоварване, когато мощността се променя автоматично, без да се променя съставът на спомагателното оборудване, и възможността за работа върху спомагателния товар след изхвърляне на натоварването.

Надеждността на работата на енергийния блок до голяма степен зависи от това как самата турбина и нейното спомагателно оборудване са защитени от опасните ефекти на нестационарни процеси. Статистиката на повредите на оборудването показва, че по-голямата част от повреди възникват точно в момента на прилагане на преходни режими на работа, когато се променя един или друг набор от параметри. За да избегнете развитието на извънредна ситуация, приложете авариен стоптурбини: със или без вакуумна повреда.

При повреда на вакуума турбината (за турбини със скорост на ротора 3000 об./мин.) трябва незабавно да се спре в следните случаи: при повишаване на скоростта над 3360 об./мин.; с внезапно увеличаване на вибрациите с 20 µm (скорост на вибрациите 1 mm/s) или повече на някой от лагерите; когато температурата на маслото при изтичане на който и да е лагер внезапно се повиши над 70°C; когато налягането на маслото върху лагерите падне под 0,15 MPa; когато температурата на бабита на някой от лагерите се повиши над 100°C.

Внезапно принудително спиране е необходимо и в случай на сътресения в пътя на потока на турбината, в случай на скъсване на паропроводи или всяко запалване в турбината или генератора.

Спиране без прекъсване на вакуума е предвидено при следните отклонения от нормалния режим на работа: при отклонение на параметрите на течащата или подгряващата пара с: до ±20°C - по температура и до +0,5 MPa - по налягане на течащата пара; с рязка промяна в температурата на жива пара или повторно нагряване на пара със скорост над 2°C в минута; след 2 минути работа на генератора в двигателен режим; при повреда на атмосферните мембрани в изпускателната тръба на цилиндъра за ниско налягане; когато се открият течове на масло.

Турбинни защитни системи за парни турбини с висока мощност осигурете спиране при достигане на следните стойности: при достигане на аксиално изместване на ротора с -1,5 mm към регулатора или +1,0 mm към генератора (защитата се задейства при пробив на вакуума в кондензаторите); когато относителното разширение на RND-2 (ротор с ниско налягане) достигне -3,0 mm (роторът е по-къс от тялото) или +13,0 mm (роторът е по-дълъг от тялото); когато температурата на изпускателните тръби на LPC се повиши до 90 ° C и повече; когато нивото на маслото в масления резервоар падне с 50 мм (необходимо е незабавно спиране на турбината).

Работата на турбините при пълно или частично постоянно натоварване се осигурява в съответствие с заводските инструкции за експлоатация. Пускането на турбината също се регламентира с подробни заводски инструкции и не допуска отклонения от зададените пускови графици.

Редът за демонтаж и откриване на дефекти на корабни турбини се определя от инструкциите на производителите. Планираните отваряния на главните парни турбини се извършват след 4 ... 5 години от тяхната експлоатация. Целта на планираните отвори на турбините е да се оцени техническото състояние на частите, да се определи степента на износване на частите, да се почисти пътя на потока от корозия, образуване на котлен камък и въглеродни отлагания.
Корпусен ремонт
Изкривяването поради термични напрежения, пукнатини, фистули и корозионни повреди са основните дефекти в корпусите на турбините.
Пукнатини, фистули и щети от корозия се елиминират чрез заваряване и наваряване. Заваряванетрябва да се извърши преди монтирането на разделителните равнини на тялото. В процеса на заваряване се вземат мерки за намаляване на остатъчните напрежения и деформации.
Изкривяването на корпуса в равнините на съединителя при празнини до 0,15 mm се елиминира чрез изстъргване. При значително изкривяване до 2 mm разделителните равнини се шлифоват или фрезоват (рендосат). За обработка в корабни условия се използват преносими фрезови машини. Окончателното напасване на равнините се извършва чрез изстъргване с точност на напасване най-малко 2 точки на 1 cm2. Сонда с дебелина 0,05 mm не трябва да преминава в равнината на съединителя на корпуса и капака.
Ремонт на ротор.
Дефекти в роторите: износване, драскотини и драскотини по лагерните шийки, разхлабване на монтажа на диска, отклонение на оста на ротора и пукнатини.
Сменени са спукани ротори. Износването на врата се елиминира чрез смилане. Намаляването на диаметъра на шийките на вала е разрешено не повече от 0,5% от строителната стойност. Деформациите на ротора могат да бъдат елиминирани със стрелки за отклонение, съответно: до 0,12 mm - чрез завъртане, до 0,2 mm - чрез механично изправяне (включително едностранно закаляване на вдлъбнатата страна), до 0,4 mm - чрез термично изправяне с едностранно нагряване и над 0 .4 mm - термомеханична редакция.
След изправяне се извършва контрол за липса на пукнатини в ротора. Допустимата кривина на оста на ротора зависи от неговата честота и дължина на въртене: с дължина на вала на ротора до 2 m и честота на въртене 25 ... 85 s-1, допустимата стрелка на отклонение ще бъде 0,08 ... 0,02 мм. Овалността и конусността на шийките се допускат не повече от 0,02 mm, а грапавостта - не повече от Ra 0,32.
Ремонт на дискове.
Дефекти на диска: корозия и ерозия на лопатките, пукнатини в лопатките, деформация и разхлабване на прилягането на вала, разхлабване на закрепването на бандажната лента и свързващата тел.
Сменени са спукани и изкривени дискове. Отслабването на прилягането на вала се елиминира чрез хромиране на монтажния отвор на диска. Средната стойност на намесата на диска е 0,001 ... 0,0013 от диаметъра на шийката на седалката на вала.
Преди монтиране на диска, валът и дисковите легла се почистват и смазват с живачна грес. Допустима стойност на биене, не повече от: челно - 0,2 mm, радиално - 0,1 mm.
Ръбовете на лопатките на парните турбини, разрушени от ерозия, се изпиляват и шлифоват. Намаляване на ширината на лопатките - не повече от 6% от строителната стойност. Ръбовете на лопатките на турбокомпресорите не трябва да се изпиляват. Единичните дефектни лопатки в парните турбини се отрязват из основи. За да се поддържа баланс, остриетата от противоположната страна също се отстраняват. В един ред е разрешено да се премахнат не повече от 5% от остриетата.
Разхлабената бандажна лента се фиксира чрез уплътняване на шиповете и запояване. Свързващият проводник е подсилен чрез запояване.
Смяна на дискови лопатки на турбината.
Технологията за подмяна на лопатките зависи от дизайна на диска и начина на кацане на лопатките.
Типичният процес за смяна на остриета е както следва. Отрежете ръбовете на шиповете и отстранете превръзката. Отстранете (запойте) свързващия проводник. Бравата е пробита и остриетата са избити.
Подготвените и дефектните нови остриета се претеглят, разпределят се в зависимост от масата в опаковките на комплекта и се маркират. Съставена е схема на набор от лопатки, която отчита условията за балансиране: лопатките с еднаква маса трябва да бъдат разположени на противоположни радиуси на диска. Жлебът на диска се почиства и смазва с живачен мехлем. Набор от остриета започва от страната, противоположна на ключалката, в двете посоки едновременно. Остриетата и междинните тела трябва да влизат в жлеба от леки удари на чук с тегло до 500 г. Ударите се нанасят през специална рамка с червено-меден дистанционер. След настройка на 10…15 лопатки се контролират техните аксиални и радиални настройки. Допустимите отклонения зависят от скоростта на ротора и височината на лопатките. При монтиране на стеблата остриетата се изпиляват само от страната на гърбовете.
След пълен набор от ножове се проверява отново позицията им в диска. След това опънете свързващата тел и накрая регулирайте позицията на остриетата. След това ключалката се регулира и запечатва. Свързващият проводник се нарязва на опаковки с разстояние от 1 ... 2 mm и се запоява със сребърна спойка (с помощта на потоци). Освен това, по шиповете на остриетата се маркира превръзка, калибрирана стоманена лента. Отворите в лентата за шиповете се правят чрез пробиване или пробиване на електродиск, след което бандажната лента се проверява за пукнатини. Точността на монтиране на отворите на бандажната лента към шиповете на остриетата трябва да съответства на прилягането. Височината на шипа над бандажната лента се осигурява чрез рязане на края на остриетата и е в диапазона от 1 ... 1,75 mm (в зависимост от дебелината на лентата). В заключение, шиповете са занитени. Лентата трябва да приляга плътно към краищата на остриетата.
Лопатките на газовите турбини след комплекта трябва да имат люлеене в тангенциална посока. Размерът на люлеенето се определя от изискванията на чертежа и зависи от работните температури, профила на опашката и височината на острието.
Лопатките на аксиалните турбокомпресори се набират с намеса в тангенциална посока.
Ремонт на диафрагма.
Дефекти на диафрагмата: деформация, пукнатини, протриване, разрушаване на лопатките и увреждане на уплътненията.
Подменят се диафрагми с разрушени ламели, деформирани и с големи пукнатини. плитките повърхностни пукнатини и счупвания се елиминират чрез заваряване, последвано от термична обработка. Шпонковите канали се възстановяват според напасването, дадено на чертежа. Разделителните равнини на диафрагмите се подрязват с точност 1...2 точки на 1 cm2. Сондата с дебелина 0,05 mm не трябва да преминава в равнината на съединителя. Коригират се деформираните уплътнителни сегменти на диафрагмата, а при други дефекти и значително износване се подменят. Между вала на ротора и уплътнението (отвор на уплътнението) е осигурено разстояние от 0,2…0,3 mm.
Ремонт на крайно уплътнение.
Сменени са повредени втулки и сегменти от лабиринтни уплътнения. Втулките са монтирани на вала с намеса.
Уплътненията на ножовете се произвеждат по следния начин. Листовият материал се сгъва в U-образен профил и се усуква в спирала с необходимия диаметър.
След смяна на уплътненията се монтират салници по леглата на корпуса на турбината. Разделителните равнини на фугите на кутиите трябва да съвпадат с равнината на разделяне на корпуса на турбината, а равнините на разделяне на скобите - с равнините на кутиите. Точността на изстъргване на разделителните равнини върху боята трябва да осигурява най-малко 1 петно ​​на 1 cm2.
При ремонт на уплътнения се осигуряват необходимите радиални и аксиални хлабини. При еластичните уплътнения се сменят дефектите на пружините и въглеродните уплътнителни части.
Ремонт на лагери.
За плъзгащите лагери на турбините се използват същите материали, както за лагерите на двигателя с вътрешно горене. Дефекти и технологични процесиремонт на лагери на турбини и двигатели с вътрешно горене са подобни.
При проверка на лагери е необходимо да се обърне внимание на пукнатини, начупване и лющене на антифрикционен метал, както и на състоянието на филетата и маслените охладители. Ако се открият пукнатини (особено пръстеновидни, затворени), дълбоко надраскване, разцепване и изоставане на антифрикционния метал, лагерите трябва да бъдат сменени.
При незначителни дефекти в големи лагери, например локално лющене. пукнатини или разцепване, те се възстановяват чрез наваряване газови горелкив аргонова атмосфера или във водородна струя, или с ацетиленови горелки с намален пламък. В този случай могат да се използват и процеси на галванично натрупване.
Тънкостенни втулки с износване само на повърхността на триене могат да бъдат възстановени чрез наваряване или метализиране в неутрална среда или чрез галванични методи.
Стойността на регулиращата маслена хлабина зависи от диаметъра на шийката на вала. При диаметри до 125 mm монтажната междина е 0,12 ... 0,25 mm, а максимално допустимото износване е 0,18 ... 0,35 mm.

Параметрите на работа на системата за управление на парната турбина трябва да отговарят на държавните стандарти на Русия и техническите условия за доставка на турбини.

Степента на неравномерно регулиране на налягането на парата при контролирани екстракции и обратното налягане трябва да отговаря на изискванията на потребителя, съгласувани с производителя на турбината, и да предотвратява работата на предпазните клапани (устройства).

Всички проверки и тестове на системата за управление и защита на турбината срещу превишаване на скоростта трябва да се извършват в съответствие с инструкциите на производителите на турбините и настоящите указания.

Автоматичното предпазно устройство трябва да се задейства, когато скоростта на ротора на турбината се увеличи с 10 - 12% над номиналната стойност или до стойността, определена от производителя.

Когато автоматичното предпазно устройство се задейства, трябва да се затвори следното:

    спирателни, регулиращи (стоп-регулиращи) вентили на жива пара и пара за повторно нагряване;

    спирателни (прекъсващи), контролни и възвратни вентили, както и управляващи диафрагми и пароотвеждащи клапи;

    спирателни вентили на тръбопроводи за пара за комуникация с източници на пара на трети страни.

Системата за защита на турбината срещу увеличаване на скоростта на ротора (включително всички нейни елементи) трябва да се тества чрез увеличаване на скоростта над номиналната в следните случаи:

а) след монтаж на турбината;

б) след основен ремонт;

в) преди тестване на системата за управление чрез освобождаване на натоварването при изключен от мрежата генератор;

г) при пускане след разглобяване на автоматичния предпазител;

д) по време на пускане след дълъг (повече от 3 месеца) престой на турбината, ако не е възможно да се провери работата на ударниците на автоматичното предпазно устройство и всички защитни вериги (с въздействие върху изпълнителните органи) без увеличаване на скоростта над номиналната;

е) при пускане след престой на турбината повече от 1 месец. ако не е възможно да се провери работата на ударниците на автоматичното предпазно устройство и всички защитни вериги (с въздействие върху изпълнителните органи) без увеличаване на скоростта над номиналната стойност;

ж) при пускане след демонтиране на системата за управление или отделни нейни компоненти;

з) по време на планови изследвания (поне веднъж на всеки 4 месеца).

В случаите "g" и "h" се допуска проверка на защитата без повишаване на скоростта над номиналната (в границите, определени от производителя на турбината), но със задължителна проверка на работата на всички защитни вериги.

Тестването на защитата на турбината чрез увеличаване на скоростта на въртене трябва да се извършва под ръководството на бригадира или неговия заместник.

Херметичността на спирателните и контролните вентили на парата се проверява чрез отделно изпитване за всяка група.

Критерият за плътност е скоростта на въртене на ротора на турбината, която се задава след като проверяваните клапани са напълно затворени при пълно (номинално) или частично налягане на парата пред тези клапани. Допустимата стойност на скоростта се определя от инструкциите на производителя или настоящите насоки, а за турбини критериите, проверката на които не е посочена в инструкциите на производителя или настоящите насоки, не трябва да бъдат по-високи от 50% от номиналните при номинални параметри преди проверените клапани и номиналното налягане на изгорелите газове.чифт.

При едновременното затваряне на всички спирателни и регулиращи вентили и номиналните параметри на живата пара и обратното налягане (вакуум), преминаването на пара през тях не трябва да предизвиква въртене на ротора на турбината.

Проверката на херметичността на клапаните трябва да се извършва след монтажа на турбината, преди тестване на предпазния прекъсвач чрез увеличаване на скоростта, преди спиране на турбината за основен ремонт, при стартиране след него, но поне веднъж годишно. Ако по време на работа на турбината се установят признаци на намаляване на плътността на клапаните, трябва да се извърши извънредна проверка на тяхната плътност.

Спирателни и контролни вентили на жива пара, спирателни (прекъсващи) и контролни вентили (мембрани) на извличане на пара, спирателни вентили на тръбопроводи за пара за комуникация с източници на пара на трети страни трябва да вървят: пълна скорост- преди пускане на турбината и в случаите, предвидени в инструкциите на производителя; за част от такта - ежедневно по време на работа на турбината.

При движение на клапите на пълна скорост трябва да се провери плавността на хода и кацането им.

Херметичността на възвратните клапани на контролираните екстракции и работата на предпазните клапани на тези екстракции трябва да се проверяват поне веднъж годишно и преди изпитване на турбината за освобождаване от натоварване.

Възвратните клапани на контролирани отвеждания на отоплителна пара, които не са свързани с отвежданията на други турбини, ROU и други източници на пара, не могат да бъдат тествани за плътност, освен ако няма специални инструкции от производителя.

Кацането на възвратните клапани на всички екстракции трябва да се проверява преди всяко пускане и при спиране на турбината, а при нормална работа периодично по график, определен от техническия ръководител на централата, но най-малко 1 път на 4 месеца. .

Ако възвратният клапан не работи, работата на турбината със съответното извличане на пара не е разрешена.

Трябва да се извърши проверка на времето за затваряне на спирателните (защитни, спирателни) вентили, както и да се вземат характеристиките на системата за управление на спряна турбина и когато тя работи на празен ход:

    след монтаж на турбината;

    непосредствено преди и след основен ремонт на турбината или ремонт на основните компоненти на системата за управление или пароразпределение.

Трябва да се извършат изпитвания на системата за управление на турбината чрез моментално намаляване на натоварването, съответстващо на максималния поток на пара:

    при приемане на турбините в експлоатация след монтажа;

    след реконструкция, която променя динамичната характеристика на турбоагрегата или статико-динамичните характеристики на системата за управление.

Ако се открият отклонения в действителните характеристики на контрола и защитата от стандартните стойности, времето за затваряне на клапана се удължи над определеното от производителя или в местните разпоредби или влошаване на тяхната херметичност, причините за тези отклонения трябва да бъдат определени и елиминирани.

Работата на турбини с пуснат в действие ограничител на мощността е разрешена като временна мярка само при условията на механичното състояние на турбинната централа с разрешение на техническия ръководител на електроцентралата. В този случай натоварването на турбината трябва да бъде по-ниско от настройката на ограничителя с поне 5%.

Спирателните вентили, монтирани на линиите на системата за смазване, регулиране и уплътнения на генератора, чието погрешно превключване може да доведе до изключване или повреда на оборудването, трябва да бъдат запечатани в работно положение.

Преди пускане на турбината след среден или основен ремонт трябва да се провери изправността и готовността за включване на основното и спомагателното оборудване, измервателната апаратура, устройствата за дистанционно и автоматично управление, технологичните защитни устройства, блокировките, информационните и оперативните комуникации. Всички установени грешки трябва да бъдат коригирани.

Преди стартиране на турбината от студено състояние (след като е била в режим на готовност повече от 3 дни) трябва да се провери: изправността и готовността за включване на оборудването и КИП, както и работоспособността на устройствата за дистанционно и автоматично управление. , устройства за технологична защита, блокировки, информационни и оперативни комуникации; подаване на команди за технологична защита към всички изпълнителни устройства; работоспособност и готовност за включване на тези съоръжения и оборудване, на които са извършени ремонти по време на престой. Разкритите по същото време неизправности трябва да бъдат отстранени преди пускане в експлоатация.

Пускането на турбината трябва да се контролира от началник смяна на цеха или старши машинист, а след основен или среден ремонт - началник на цеха или негов заместник.

Стартирането на турбината не е разрешено в следните случаи:

    отклонения на показателите за термично и механично състояние на турбината от допустимите стойности, регулирани от производителя на турбината;

    отказ на поне една от защитите, действащи за спиране на турбината;

    наличието на дефекти в системата за управление и разпределение на пара, което може да доведе до ускорение на турбината;

    повреда на един от маслени помписмазване, регулиране, уплътнения на генератори или устройства за тяхното автоматично задействане (ATS);

    отклонения в качеството на маслото от стандартите за работните масла или спадане на температурата на маслото под границата, определена от производителя;

    отклонения в качеството на жива пара химичен съставот нормата.

Без включване на блокиращото устройство не се допуска подаване на пара към уплътненията на турбината, изпускане на гореща вода и пара в кондензатора, подаване на пара за загряване на турбината. Условията за подаване на пара към турбина, която няма блокиращо устройство, се определят от местните инструкции.

Изпускането на работната среда от котела или паропроводите в кондензатора и подаването на пара към турбината за нейното пускане трябва да се извършва при налягането на парата в кондензатора, посочено в инструкциите или други документи на производителите на турбини. , но не по-високо от 0,6 (60 kPa).

При работа на турбинни агрегати средноквадратичните стойности на скоростта на вибрациите на лагерните опори не трябва да надвишават 4,5 mm·s -1.

При надвишаване на стандартната стойност на вибрациите трябва да се вземат мерки за намаляването й в рамките на не повече от 30 дни.

Ако вибрацията надвишава 7,1 mm s -1, не се допуска работа на турбинните агрегати повече от 7 дни, а ако вибрацията е 11,2 mm s -1, турбината трябва да бъде изключена чрез защитно действие или ръчно.

Турбината трябва незабавно да бъде спряна, ако при стационарни условия има едновременна внезапна промяна във вибрацията на честотата на въртене на две опори на един ротор, или съседни опори, или две компоненти на вибрация на една опора с 1 mm s -1 или повече от всяко начално ниво.

Турбината трябва да бъде разтоварена и спряна, ако в рамките на 13 дни има плавно увеличение на който и да е компонент от вибрациите на една от лагерните опори с 2 mm·s -1 .

Работата на турбинния агрегат с нискочестотни вибрации е неприемлива. При поява на нискочестотни вибрации, надвишаващи 1 mm·s -1, трябва да се вземат мерки за отстраняването им.

Временно, преди оборудването с необходимото оборудване, е разрешено да се контролират вибрациите чрез диапазона на изместване на вибрациите. В същото време е разрешена дългосрочна работа с обхват на трептене до 30 микрона при честота на въртене 3000 и до 50 микрона при честота на въртене 1500; промяна на вибрациите с 12 mm s -1 е еквивалентна на промяна в амплитудата на трептенията с 1020 микрона при честота на въртене 3000 и 2040 микрона при честота на въртене 1500.

Вибрацията на турбинни агрегати с мощност от 50 MW или повече трябва да се измерва и записва с помощта на стационарно оборудване за непрекъснато наблюдение на вибрациите на лагерни опори, което отговаря на държавните стандарти.

За да се наблюдава състоянието на пътя на потока на турбината и неговото увличане на сол, поне веднъж месечно трябва да се проверяват стойностите на налягането на парата в контролните етапи на турбината при близки до номиналните скорости на потока на пара през контролираните отделения.

Увеличението на налягането в контролните стъпала в сравнение с номиналното при даден дебит на пара трябва да бъде не повече от 10%. В този случай налягането не трябва да надвишава граничните стойности, определени от производителя.

Когато се достигнат граничните стойности на налягането в контролните етапи поради отнасяне на сол, пътят на потока на турбината трябва да се промие или почисти. Методът на промиване или почистване трябва да бъде избран въз основа на състава и естеството на отлаганията и местните условия.

По време на работа ефективността на турбинната инсталация трябва да се следи постоянно чрез системен анализ на показателите, характеризиращи работата на оборудването.

За да се идентифицират причините за намаляване на ефективността на турбинната инсталация, за да се оцени ефективността на ремонтите, трябва да се извършат оперативни (експресни) тестове на оборудването.

Турбината трябва да бъде незабавно спряна (изключена) от персонала при повреда в работата на защитите или при липса на такива в следните случаи:

    увеличаване на скоростта на ротора над заданието за работа на автоматичното предпазно устройство;

    недопустимо аксиално изместване на ротора;

    неприемлива промяна в положението на роторите спрямо цилиндрите;

    неприемливо намаляване на налягането на маслото (огнеупорна течност) в системата за смазване;

    неприемливо понижаване на нивото на маслото в резервоара за масло;

    неприемливо повишаване на температурата на маслото при изтичане от който и да е лагер, лагери на уплътненията на вала на генератора, всеки блок на опорния лагер на турбинния блок;

    запалване на масло и водород на турбинния агрегат;

    неприемливо намаляване на спада на налягането масло-водород в уплътнителната система на вала на турбогенератора;

    недопустимо понижаване на нивото на маслото в демпферния резервоар на маслоподаващата система за уплътненията на вала на турбогенератора;

    изключване на всички маслени помпи на водородната охладителна система на турбогенератора (за неинжекторни схеми на подаване на масло към уплътненията);

    спиране на турбогенератора поради вътрешна повреда;

    неприемливо повишаване на налягането в кондензатора;

    неприемлив спад на налягането в последния етап на турбините с обратно налягане;

    внезапно увеличаване на вибрациите на турбинния агрегат;

    появата на метални звуци и необичайни шумове вътре в турбината или турбогенератора;

    поява на искри или дим от лагерите и крайните уплътнения на турбината или турбогенератора;

    неприемливо понижаване на температурата на жива пара или пара след повторно нагряване;

    възникването на хидравлични удари в тръбопроводите за активна пара, повторно нагряване или в турбината;

    откриване на разкъсване или сквозна пукнатина в непревключваеми участъци на нефтопроводи и тръбопроводи на параводния път, пароразпределителни агрегати;

    спиране на потока на охлаждащата вода през статора на турбогенератора;

    неприемливо намаляване на консумацията на охлаждаща вода за газови охладители;

    прекъсване на захранването на дистанционното и автоматично управлениеили върху всички инструменти;

    възникване на всеобхватен пожар върху контактните пръстени на ротора на турбогенератора, спомагателния генератор или колектора на възбудителя;

    повреда на софтуерно-хардуерния комплекс на автоматизираната система за управление на процесите, водеща до невъзможност за управление или наблюдение на цялото оборудване на турбинната централа.

Необходимостта от прекъсване на вакуума при изключване на турбината трябва да се определя от местните разпоредби в съответствие с инструкциите на производителя.

Местните разпоредби трябва да дават ясни индикации за неприемливи отклонения в стойностите на контролираните стойности за уреда.

Турбината трябва да бъде разтоварена и спряна в срок, определен от техническия ръководител на централата (с уведомяване на енергийния диспечер), в следните случаи:

    блокиране на спирателни вентили на жива пара или пара след повторно нагряване;

    блокиране на контролни клапани или счупване на стъблата им; залепване на ротационни диафрагми или възвратни клапани на селекции;

    неизправности в системата за управление;

    нарушение на нормалната работа на спомагателното оборудване, веригите и комуникациите на инсталацията, ако отстраняването на причините за нарушението е невъзможно без спиране на турбината;

    повишаване на вибрациите на опорите над 7,1 mm·s -1 ;

    идентифициране на неизправност на технологични защити, които влияят на спирането на оборудването;

    откриване на течове на масло от лагери, тръбопроводи и фитинги, които създават опасност от пожар;

    откриване на фистули в участъци от тръбопроводи на пътя пара-вода, които не са изключени за ремонт;

    отклонения в качеството на прясната пара по химичен състав от нормите;

    откриване на недопустима концентрация на водород в корпусите на лагерите, токопроводите, масления резервоар, както и излишък на изтичане на водород от корпуса на турбогенератора.

За всяка турбина трябва да се определи продължителността на изтичане на ротора при спиране с нормално налягане на отработената пара и при спиране с прекъсване на вакуума. При промяна на тази продължителност трябва да се идентифицират и отстранят причините за отклонението. Продължителността на изтичането трябва да се контролира при всички спирания на турбоагрегата.

Когато турбината е взета в резерв за период от 7 дни или повече, трябва да се вземат мерки за запазване на оборудването на турбинната централа.

Трябва да се извърши термично изпитване на парни турбини.



Раздели