У дома
Помпи за кладенци
Поддръжка на маслена система на парна турбина. Правила за работа на парни турбини

Поддръжка на маслена система на парна турбина. Правила за работа на парни турбини

STO 70238424.27.040.008-2009

СТАНДАРТ НА ОРГАНИЗАЦИЯ НП "ИНВЕЛ"

ПАРНИ ТУРБИНИ

ОБЩИ СПЕЦИФИКАЦИИ ЗА ОСНОВНИ РЕМОНТ

РЕГЛАМЕНТИ 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 стандартизация 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 положения"

Този стандарт определя Технически изискванияза ремонт на стационарни парни турбини и изисквания за качество на ремонтирани турбини.

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

Доброволното прилагане на този стандарт, заедно с други стандарти на организацията НП "ИНВЕЛ", ще осигури спазването на задължителните изисквания, установени в технически регламентиотносно безопасността на техническите системи, инсталации и оборудване на електроцентрали.

Относно стандарта

1 ПРОЕКТИРАН от Затворен акционерно дружество"Централно конструкторско бюро Енергоремонт" (CJSC "ЦКБ Енергоремонт")

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

3. ОДОБРЯВА И ВЪЗНА В СИЛА със Заповед на НП "ИНВЕЛ" от 18.12.2009 г. N 93.

4 ВЪВЕДЕНИ ЗА ПЪРВИ ПЪТ

1 област на употреба

1 област на употреба

Този стандарт:

- определя техническите норми и изисквания за ремонт на стационарни парни турбини за ТЕЦ, насочени към осигуряване на индустриална безопасносттоплоелектрически централи, екологична безопасност, повишаване на надеждността на експлоатация и качеството на ремонта;

- 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 по време и след ремонт;

- обеми, методи на изпитване и сравнение на качествени показатели на ремонтирани стационарни парни турбини с техните стандартни стойности и стойности преди ремонт;

- се отнася за основен ремонт на стационарни парни турбини;

- е предназначена за използване от генериращи компании, експлоатационни организации към топлоелектрически централи, ремонтни и други организации, които извършват ремонтно обслужване на оборудването на електроцентралите.

2 Нормативни препратки

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 техническото регулиране"

GOST 4.424-86 Система от показатели за качество на продукта. Парните турбини са неподвижни. Номенклатура на показателите

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

GOST 8.051-81 Допускат се грешки при измерване на линейни размери до 500 mm

GOST 12.1.003-83 Шум. Общи изисквания за безопасност

GOST 27.002-89 * Надеждност в инженерството. Основни понятия. Термини и определения
________________
GOST R 27.002-2009

ГОСТ 162-90 Дълбокомери. Спецификации

ГОСТ 166-89 Сублемери. Спецификации

GOST 427-75 Метални линийки за измерване. Технически изисквания

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

GOST 577-68 Циферблат със стойност на деление 0,01 mm. Спецификации

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

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

ГОСТ 6507-90 Микрометри. Спецификации

GOST 8026-92 Линийки за калибриране. Спецификации

GOST 9038-90 Мерки за дължина, равнина паралелни. Спецификации

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

GOST 10157-79 Газообразен и течен аргон. Спецификации

GOST 10905-86 Табели за калибриране и маркиране. Спецификации

GOST 11098-75 Скоби с четящо устройство. Спецификации

GOST 13837-79 Динамометри с общо предназначение. Спецификации

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

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

GOST 18322-78 Система за поддръжка и ремонт на оборудване. Термини и определения

GOST 23677-79 Твърдомери за метали. Общи спецификации

GOST 24278-89 Стационарни парни турбинни инсталации за задвижване на електрически генератори в ТЕЦ. Общи технически изисквания

GOST 25364-97 Стационарни парни турбинни агрегати. Стандарти за вибрации за опори за валове и Общи изискваниякъм измервания

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

СТО 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и поддръжка на оборудване, сгради и конструкции на електроцентрали и мрежи. Условия за извършване на работа от изпълнители. Норми и изисквания.

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

СТО 70238424.27.100.012-2008 Термични и хидравлични станции. Методи за оценка на качеството на ремонта на енергийно оборудване

СТО 70238424.27.010.001-2008 Енергетика. Термини и определения

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

СТО 70238424.27.100.005-2008 Основни елементи на котли, турбини и тръбопроводи на ТЕЦ. Следене на състоянието на метала. Норми и изисквания

СТО 70238424.27.040.007-2009 Паротурбинни инсталации. Организация на експлоатация и поддръжка. Норми и изисквания.

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

3 Термини, дефиниции, символи и съкращения

3.1 Термини и дефиниции

Този стандарт използва понятията съгласно Федералния закон на Руската федерация от 27 декември 2002 г. N 184-FZ "За техническото регулиране", термините съгласно GOST 15467, GOST 16504, GOST 18322, GOST 27.002, STO 70238401.0.0. 2008 г., както и следните термини със съответните определения:

3.1.1 Характеристика: Отличително свойство. В този контекст характеристиките са физически (механични, електрически, химически) 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, получено в резултат на ремонта му, с изискванията, установени в нормативната и техническата документация.

3.1.4 качество на ремонта на оборудването:Степента на изпълнение на изискванията, установени в нормативната и техническа документация, при изпълнение на набор от операции за възстановяване на изправността 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 продукт и неговите компоненти, методи за ремонт за отстраняване на дефекти, технически изисквания, стойности на показателите и стандарти за качество, на които продуктът трябва да отговаря след основен ремонт, изисквания за наблюдение и изпитване оборудване по време 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 - нормативен и техническа документация;

RVD - ротор с високо налягане;

RND - ротор с ниско налягане;

RSD - ротор със средно налягане;

SD - средно налягане;

UZK - ултразвуков контрол;

HPC - цилиндър за високо налягане;

LPC - цилиндър с ниско налягане;

TsSD - цилиндър със средно налягане.

4 Общи положения

4.1 Подготовка на стационарни парни турбини (наричани по-долу турбини) за ремонт, пускане в ремонт, производство ремонтни работии приемането от ремонт трябва да се извърши в съответствие със STO 70238424.27.100.017-2009.

Изискванията към 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 среден и текущ ремонт на турбини. Следните характеристики на тяхното приложение се вземат предвид:

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

- изисквания за обхвата и методите за изпитване и сравняване на качествените показатели на ремонтираните турбини с техните нормативни стойностии стойностите преди ремонт със среден ремонт се прилагат изцяло;

- изискванията за обхвата и методите за изпитване и сравняване на качествените показатели на ремонтирани турбини с техните стандартни стойности и стойности преди ремонт по време на текущ ремонт се прилагат до степента, определена от техническия ръководител на електроцентралата и достатъчна за установяване производителността 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 за турбината и при издаване на регулаторни 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 изисквания 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. Когато се разшири до своевременноексплоатационен живот на турбините над пълния й експлоатационен живот, изискванията на този стандарт се прилагат през разрешения период на експлоатация, като се вземат предвид изискванията и заключенията, съдържащи се в документите за удължаване на експлоатационния живот.

5 Обща техническа информация

5.1 Видове парни турбини, техните характеристики на дизайна, работните параметри и предназначение трябва да отговарят на GOST 24278 и спецификациите за турбини.

5.2 Стандартът е разработен въз основа на техническите спецификации за основен ремонт на турбини от типовете 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 във връзка с общите технически изисквания, посочени в нормативна документацияза ремонт на определен тип турбина.

6.2 Изисквания за метрологично осигуряване на ремонт на турбини:

- измервателните уреди, използвани за контрол и изпитване на измервания, 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 измервания, трябва да бъдат проверени по предписания начин и да са годни за експлоатация;

- нестандартизираните средства за измерване трябва да бъдат сертифицирани;

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

- разрешено е използването на допълнителни спомагателни средства за контрол, които разширяват възможностите за технически преглед, контрол на измерване и безразрушаващ 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 конструкторската документация на производителя и нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

6.4 Преди и по време на демонтажа на турбината трябва да се направят измервания, за да се установи относителното положение на компонентите. След монтажа относителното положение на компонентите трябва да отговаря на изискванията на NTD за конкретна турбина.

6.5 Методите за разглобяване (сглобяване), почистване, използваните инструменти и условията за временно съхранение на компонентите трябва да изключват повредата им.

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

6.7 Открити при демонтаж на турбината чужди предмети, абразивни продукти не се разрешава да се отстраняват до установяване на причините за проникване (образуване) или до съставяне на карта на тяхното местоположение.

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

6.9 Допуска се да не се разглобяват компонентите за контрол на стягането, 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 Подробности за резбовите съединения, включително подробности за блокиране срещу саморазвиване, трябва да отговарят на изискванията на проектната документация на производителя.

6.12 Не се допуска използването на части от резбови съединения, ако има следните дефекти:

- нарязвания, драскотини, счупвания, люспи и счупвания на резбата, корозионно изпъкване на работната част на резбата на дължина повече от един оборот;

- едностранна хлабина над 1,75% от размера до ключ между носещата повърхност на главата на болта (гайката) и повърхността на частите след монтиране на болта (гайката), докато докосне детайла;

- повреда на главите на болтовете (гайки) и прорезите на винтовете, предотвратяващи завинтването с необходимото усилие;

- намалена (повишена) твърдост на крепежните елементи.

6.13 Моментите на затягане на резбовите съединения трябва да отговарят на тези, дадени в проектната документация на производителя и нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

6.14 Допуска се намаляване на диаметъра на неизрязаната част на болтовете (шиповете) с не повече от 3% от номинала.

6.15 Шиповете трябва да се завинтват в резбовите отвори до спиране. Не се допуска деформиране на шпилките при поставяне на части върху тях.

6.16 Болтовете (гайки) на фланцовите съединения трябва да бъдат равномерно затегнати. Последователността на затягане се установява от технологичната ремонтна документация и инструкциите на производителя.

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

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

6.19 Цилиндричните щифтове трябва да се сменят, ако пасването 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 конусните щифтове трябва да бъдат заменени, ако работната им повърхност има следи от драскотини, прорези, корозионни вдлъбнатини на площ, надвишаваща 20% от площта на съвпадение и (или) резбованата част има повреди, посочени в точка 6.11.

6.20 При монтаж на О-пръстени 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 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 зоната 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 конкретен тип турбина.

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

6.24 Методи и критерии 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 възли, 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 обхвата на изискванията на нормативната документация за ремонт на определен тип турбина.

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

7 Изисквания към компонентите

Изискванията на този раздел се прилагат във връзка с изискванията за компоненти, установени в нормативната документация за ремонт на конкретен тип турбина.

Нормите на пропуски и херметичност на интерфейсите на компонентите се задават в сервиза за ремонт на конкретна турбина.

При възстановяване на компоненти или подмяна на една (две) съвпадащи части трябва да се осигурят пролуките (смущенията), посочени в колоната "съгласно чертежа". В определени обосновани случаи се допуска възстановяване на интерфейса, като се предоставят стойностите ​​на пропуските (смущенията), посочени в колоната „допустимо без ремонт по време на основен ремонт“.

Допустимите максимални хлабини на блоковете за управление 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 обхвата на паспорта на производителя, показват, че всички характеристики са изпълнени.

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

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

Местата на наваряване и заваряване не трябва да имат:

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

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

- течове, ако се изисква херметичност;

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

- нанесеният 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 на подаване на жива пара.

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

Демонтажът на цилиндрите и лагерите трябва да започне с изключване на фланците на паро- и маслопроводи, щепсели и електрически конектори на температурни сензори, елементи за управление и разпределение на пара и др.

Развиването на съединителите трябва да започне с отстраняването на заключващите елементи на крепежните елементи (шайби, шплинти, проводници и др.). Ако има контролни щифтове, болтове, шпилки, те трябва да бъдат отстранени първо, като се контролира тяхната маркировка и местата им за монтаж. Монтирани крепежни елементи в зоната високи температури, намокрена с разтворител (терпентин или друго средство) според тях резбови връзкиза улесняване на разглобяването.

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

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 93109, ГОСТ 93109 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.

Проби от пукнатини до 15% от дебелината на стената се оставят без запълване.

Не се допускат пукнатини в предварително депозирания метал и близо до повърхността.

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

7.1.2 Припадъци, прорези в връзките се откриват с помощта на визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез подаване. Параметър на грапавост на уплътнителни и седлови 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 конектора.

7.1.4 Пукнатини в местата на заваряване на нагревателните кутии на фланците на шпилките, ако има такива, се откриват чрез хидравлични изпитвания и се отстраняват чрез рязане и заваряване. Не се допускат течове.

7.1.5 Отклоненията от плоскостта на краищата на капачките 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 щифтовете на съединителя се установява чрез визуални и измервателни методи. Елиминира се чрез рязане. Допуска се повреждане на не повече от 25% от монтираната повърхност на щифтовете. Параметърът за грапавост на повърхността е 1,7.

7.2 Корпуса на LP цилиндри

7.2.1 Изтичането на LPC конектора се открива чрез измервателни методи. Елиминиран:

- наваряване и изстъргване на малки участъци от отвора на конектора;

- запечатване на конектора с гумен шнур, положен в жлеба на LPC конектора.

Параметърът за грапавост на повърхността е 3,2. Липса на проникване и подрязвания не се допускат в местата на настилка.

7.2.2 Захващания и прорези на съединяващите се повърхности на корпуса на цилиндъра с ниско налягане, припокривания в краищата на отворите за корпусите на камината се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминира се чрез почистване, пилене. Параметърът за грапавост е 3,2.

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

7.2.4 Проверете деформацията (остатъчното) на корпуса на LPC спрямо капака в аксиална посока и елиминирайте изместването на отворите за камините камери.

7.3 HPC вътрешен корпус

7.3.1 Изтичането на конектора се открива чрез измервателни методи. Елиминира се чрез настилка и остъргване. Параметърът за грапавост 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 проби от пукнатини до 15% от дебелината на стената без запълване. Не се допускат пукнатини в заварените и близо до повърхността зони.

7.3.3 Припадъци, прорези на съвпадащи повърхности се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез подаване. Параметърът за грапавост е -12,5.

7.3.4 Отклонението от плоскостта на краищата на капачките на крепежните елементи на съединителя се установява чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез почистване и изстъргване. Параметърът на грапавостта на краищата е 12,5.

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

7.4 LPC вътрешен корпус

7.4.1 Изтичането на конектора се открива чрез измервателни методи. Елиминира се чрез намазване и изстъргване, запечатване на конектора. Параметърът за грапавост е 3,2.

7.4.2 Припадъци и прорези на съвпадащи повърхности се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез подаване. Параметърът за грапавост е 3,2.

7.4.3 Модифицирани пролуки по направляващите ключове на лапите на тялото се откриват чрез измервателен контрол. Елиминира се чрез подходяща повърхностна обработка на направляващите ключове.

7.5 Втулки за диафрагма

7.5.1 Разхлабването на конекторите се открива чрез измервателни методи. Премахнато чрез обработка. Параметърът за грапавост е 3,2.

7.5.2 Износването на седалките на долния шпонков канал се установява чрез методи за измерване на хлабината. Елиминира се чрез настилка и обработка.

7.5.3 Припадъци, прорези на повърхностите за сядане на интерфейса с корпуса на цилиндъра се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез пилене, почистване. Параметърът за грапавост на повърхността е 3,2.

7.5.4 Отслабването на прилягането на уплътнителните вложки в жлеба на клипсите се установява чрез методите за визуален и измервателен контрол. Премахнато чрез обработка.

7.6 Диафрагми

7.6.1 Изтичането на конектора се открива чрез измервателни методи. Отстранява се чрез остъргване. Параметърът за грапавост е 3,2.

7.6.2 Увеличените луфтове по вертикалните и надлъжните шпонки се откриват чрез измервателни методи. Елиминира се чрез настилка и обработка.

7.6.3 Припадъци, прорези на седящите повърхности на съединяване с щипки, тялото на цилиндъра се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминира се чрез почистване, пилене. Параметърът за грапавост е 3,2.

7.6.4 Повишено остатъчно отклонение на диафрагмите на HPC и HPC се открива чрез измервателни методи. Промяната в пролуките в пътя на потока, причинена от увисването на диафрагмите, се елиминира чрез завъртане на диафрагмите или чрез тяхната смяна. Разрешено е 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 установяват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез възстановяване на остротата или изрязване и запълване на нови ръбове.

7.6.6 Повреда на уплътненията на опашките на лопатките, навити в HPC диафрагмите, повишената чупливост на ръбовете се откриват чрез визуални методи за проверка. Елиминира се 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, кривини и прорези се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез методи за възстановяване (избиране на пукнатини, рязане, изправяне и др.). Броят на пробите на етап е не повече от 15 бр.

7.6.8 Отлаганията на сол върху направляващите лопатки се откриват чрез визуални и измервателни методи за контрол. Ликвидиран ръчно, монтаж с високо налягане, хидроабразивен монтаж. Параметърът на грапавостта на лопатките е 3,2.

7.6.9 Намаляването на секциите на потока на гърлата на каналите на дюзата се открива чрез методите за контрол на измерванията. Елиминира се чрез огъване на задните ръбове на водещите лопатки. Допустимото огъване на областта на гърлото е не повече от 5% от размера според чертежа.

7.7 Регулиращи диафрагми

7.7.1 Припадъци, прорези в седящите повърхности на скоби, тялото на цилиндъра се откриват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез почистване, пилене. Параметърът за грапавост е 2,5.

7.7.2 Разхлабването на съединителя се открива чрез измервателни методи. Отстранява се чрез остъргване. Параметърът за грапавост е 2,5.

7.7.3 Увеличените пролуки по вертикалните и надлъжните шпонки на съвпадащите половини на диафрагмите се откриват чрез методи за контрол на измерване. Елиминира се чрез настилка и обработка.

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

7.7.5 Повишено остатъчно отклонение на диафрагмите се открива чрез измервателни методи. Промяната в пролуките в пътя на потока, причинена от увисването на диафрагмите, се елиминира чрез завъртане на диафрагмите или чрез тяхната смяна. Разрешено е изтъняване на лентата на диафрагмата със стойност не повече от 1,0 mm.

7.7.6 Намаляването (увеличаването) около обиколката на пролуката между облицовката и въртящия се пръстен се открива чрез методи за контрол на измерване. Елиминира се чрез обработка на раменете на подплатата. Разстоянието, определено според чертежите на производителя, трябва да се поддържа по цялата обиколка.

7.7.7 Разликата в припокриването на каналите на въртящия се пръстен и диафрагмата се задава чрез измервателен контрол. Елиминира се чрез скосяване в каналите на пръстена или чрез наваряване с последваща обработка. Допуска се припокриване от най-малко 1,5 мм по цялата височина на канала. Проверете едновременното отваряне на каналите при отваряне с 3,0 мм. Максималната разлика в размерите на отвора на един диаметър е не повече от 1,5 мм.

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

7.7.9 Дефекти в крепежните елементи се установяват чрез визуална проверка. Елиминира се чрез ремонт или подмяна.

7.8 Запечатани клетки

7.8.1 Деформацията на вътрешната повърхност на клетката се открива чрез методи за контрол на измерване. Елиминира се чрез завъртане, термично изправяне, смяна. Допустимите отклонения се договарят с производителя.

7.8.2 Изтичането на конектора на клипса се открива чрез измервателни методи за управление. Елиминира се чрез остъргване, фрезоване.

7.8.3 Припадъци, прорези на седалки 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 Монтаж на корпуса на цилиндъра

7.9.1 Нарушените пролуки между ключовете на клетките и корпусите на цилиндрите се откриват чрез методи за контрол на измерване. Възстановен чрез повърхностна обработка с възможно използване на заваряване.

7.9.2 Счупени пролуки между шпонките на диафрагмите и корпусите на цилиндрите (клетките) се откриват чрез методи за контрол на измерване. Възстановено чрез обработка на ключове (или канали) или калибрирани уплътнения.

7.9.3 Нарушени празнини между сегментите О-пръстении пробиването на диафрагмите се откриват чрез измервателни контролни методи. Те се възстановяват чрез повърхностна обработка на клетките и корпуса на уплътнението.

7.9.4 Счупени пролуки между центриращите ключове на вътрешния и външния корпус се откриват чрез методи за контрол на измерване. Възстановено чрез обработка на центриращия ключ.

7.10 HP, LP, LP ротори

7.10.1 Отклонението от закръглеността на профила на надлъжното сечение на шийките на шахтите се установява чрез методите за визуален и измервателен контрол. Възстановено чрез обработка. Параметър за грапавост на повърхността - 0,8; толеранс на профила на надлъжно сечение 0,09 mm; допустимото отклонение на закръгленост е не повече от 0,02 mm. Допустимото намаляване на диаметъра е не повече от 1% от размерите на чертежа. Допускат се отделни повреди с дълбочина до 0,5 мм на не повече от 10% от повърхността, по дължината на образуващата не повече от 15%, допускат се пръстеновидни рискове до 0,2 мм дълбочина.

7.10.2 Нарушеното крайно биене на роторите се открива чрез методи за контрол на измерване. Елиминира се чрез обработка на съвпадащите крайни повърхности. Допуските на биене трябва да са минимум не повече от 0,02 mm.

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

При радиално биене на маркучи за високо налягане, клапани за високо налягане повече от 0,15 mm и клапани за високо налягане - повече от 0,1 mm, изправете ротора фабрично или в специализирана ремонтна база.

7.10.4 При визуална проверка се откриват триене, прорези по крайните повърхности на дисковете. Проверено за липса на пукнатини и твърдост при наличие на промяна в цвета. Допускат се яйцевидни следи от триене с дълбочина до 2 мм. Не се допуска промяна на твърдостта на местата на триене. Не се допуска триене по бузите на дисковете.

7.10.5 Изтриване на аксиални и радиални уплътнителни ръбове върху превръзките на колана и в основата на лопатките на ротора се открива чрез визуални и измервателни методи за контрол. Елиминира се чрез ремонт или подмяна.

7.10.6 Изтъркването на шиповете на работните остриета се установява чрез визуален и измервателен контрол. Възможно е напластяването на ръбовете на шиповете с аустенитни електроди.

7.10.7 Изтриване, деформация на превръзките на лопатките на ротора се установява чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез ремонт или подмяна.

7.10.8 Ерозионно износване на работните лопатки на етапа за управление, пукнатини в заваряването на пакетите се установяват чрез визуален и измервателен контрол. Елиминира се чрез смяна на остриетата при превишаване на допустимите показатели за износване.
[защитен с имейл]

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

Възникна грешка

Плащането не е извършено поради техническа грешка, пари в бройот вашия акаунт
не са били отписани. Опитайте се да изчакате няколко минути и повторете плащането отново.

RMC Holding е специализирана в поддръжка и ремонт парни турбини. Услугата включва както планова, така и извънпланова поддръжка на парно турбинно оборудване, инженеринг, поддръжка на турбината, отстраняване на дефекти в спомагателните инсталации, както и ремонт на възли и възли, реконструкция и модернизация на парно турбинно оборудване. Нашите специалисти са готови да предоставят квалифицирана техническа поддръжка през целия живот на оборудването.

Поддръжка на парно турбинно оборудване

Навременната поддръжка на парните турбини гарантира надеждна и безпроблемна работа, както и висока производителност.

В процеса постоянна работаТурбинното оборудване е подложено на морално и физическо износване, поради което е необходима периодична поддръжка и ремонт на инсталациите.

Средно ресурсът на парните турбини е 250 хиляди часа. Освен това, по време на работа на технологията на различни компонентиинсталации възникват определени дефекти, провокиращи влошаване на свойствата на метала. Започват процеси на пълзене, възниква термична умора и структурата на материала се разрушава. Такива промени изискват приемане на спешни решения за обновяване на ресурса и реконструкция на парка като цяло.

Колкото повече ресурс-часове са произведени, толкова по-високи са разходите за възстановяване технически индикатори. Това се дължи на увеличаване на броя на натрупаните дефекти по възли и възли, намаляване на производителността на оборудването. За да избегне допълнителни разходиНеобходимо е своевременно да се извършва планова поддръжка на оборудването.

Модернизация на парната турбина

Реконструкцията и модернизацията на парни турбини преследва следните цели:

  • актуализиране на ресурса на високотемпературни единици;
  • подмяна на части с компоненти с повишени работни параметри;
  • увеличаване на мощността на оборудването;
  • повишаване на ефективността;
  • удължаване на експлоатационния живот.
  • актуализиране на възли и възли;
  • смяна на ротора SM с нов;
  • оптимизиране на дренажната система;
  • монтаж на херметични управляващи диафрагми;
  • подобряване на системите за регулиране и защита.

Процесът на модернизация на парните турбини е цял набор от дейности, които изискват висок професионализъм на инженерите и извършване на сложна и отнемаща време работа. Изпълнението на такива проекти изисква средно 1-1,5 години от датата на поръчката.

RMC Holding извършва поддръжка и ремонт на парни турбини, както и модернизация на турбинния парк както в условията на ТЕЦ, така и в собствени цехове. Всички необходими компоненти, възли и възли се доставят до обекта на клиента различни компонентипо проекта се разработва и представя цялата необходима техническа документация. Нашите специалисти осигуряват контрол, както и архитектурен надзор при извършване на ремонтни дейности на територията на ТЕЦ на клиента.

При поръчка на нашите услуги клиентът получава турбини с увеличен ресурс и значително подобрени технически, физически и икономически характеристики на оборудването.

За да поръчате услуги поддръжка, модернизация и реконструкция на парни турбини, просто трябва да се обадите на посочения в сайта телефон, или да попълните онлайн заявка. Нашите специалисти ще поемат поръчката и ще отговорят на всички Ваши въпроси относно ремонта на парни турбини, като предоставят безплатна консултация. Работим не само в Москва, но и в Краснодар, Тула, Воронеж и други руски градове.

Редът за демонтаж и откриване на дефекти на корабни турбини се определя от инструкциите на производителите. Плановите отваряния на основните парни турбини се извършват след 4 ... 5 години от тяхната работа. 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.
Ремонт на корпуса
Изкривяването поради термични напрежения, пукнатини, фистули и повреди от корозия са основните дефекти на корпусите на турбините.
Пукнатини, фистули и повреди от корозия се елиминират чрез заваряване и наваряване. Заваряванетрябва да се извърши преди монтирането на равнините за разделяне на тялото. В процеса на заваряване се вземат мерки за намаляване на остатъчните напрежения и деформации.
Изкривяването на корпуса в равнините на съединителя при пролуки до 0,15 mm се елиминира чрез изстъргване. При значително изкривяване до 2 мм разделителните равнини се шлифоват или фрезоват (рендосват). За обработка в корабни условия, преносим фрезови машини. Окончателното напасване на плоскостите се извършва чрез остъргване 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 ротора.
Дефекти на роторите: износване, драскотини и драскотини по лагерните шейки, разхлабване на прилягането на диска, отклонение на оста на ротора и пукнатини.
Напуканите ротори се сменят. Износването на врата се елиминира чрез шлайфане. Намаляването на диаметъра на шийките на шахтата е разрешено не повече от 0,5% от стойността на конструкцията. 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 работно закаляване на вдлъбнатата страна), до 0,4 mm - чрез термично изправяне с едностранно нагряване и над 0,4 мм - 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: при 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 превръзката и свързващата тел.
Напукани и изкривени дискове се сменят. Свободното прилягане на вала се елиминира чрез хромирано покритие монтажен отвордиск. Средната стойност на намесата на диска е 0,001 ... 0,0013 от диаметъра на седалката на вала.
Преди дискова глава седалкивалът и дискът се почистват и смазват с живачна грес. Допустима стойност на биене, не повече от: лицева - 0,2 mm, радиална - 0,1 mm.
Краищата на лопатките на парните турбини, разрушени от ерозия, се пилят и шлифоват. Намаляване на ширината на лопатките - не повече от 6% от стойността на конструкцията. Краищата на лопатките на турбокомпресорите не трябва да се пилят. Единични дефектни остриета в парни турбининарязани в корена. За да се поддържа баланс, остриетата от противоположната страна също се отстраняват. В един ред е позволено да се отстранят не повече от 5% от остриетата.
Свободната лента за превръзка се фиксира чрез уплътняване на шиповете и запояване. Свързващата тел се укрепва чрез запояване.
Смяна на лопатките на турбинните дискове.
Технологията за смяна 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 лентата за превръзка. Отстранете (запояйте) свързващия проводник. Бравата е пробита и остриетата са избити.
Подготвените и дефектни нови ножове се претеглят, разпределят в зависимост от масата в опаковките на комплекта и се маркират. Изготвя се схема на набор от остриета, която отчита условията на балансиране: лопатките със същата 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 влязат в жлеба от леки удари на чук с тегло до 500 г. Ударите се нанасят през специална рамка с червено-медна дистанция. След настройване на 10…15 лопатки се контролират техните аксиални и радиални настройки. Допуските за отклонения зависят от скоростта на ротора и височината на лопатките. При монтиране на дръжките, остриетата се пилят само отстрани на задните части.
След пълен набор от лопатки, позицията им в диска се проверява отново. След това опънете свързващия проводник и накрая регулирайте позицията на остриетата. След това ключалката се регулира и запечатва. Свързващата тел се нарязва на пакети с празнина от 1 ... 2 mm и се запоява със сребърна спойка (с помощта на флюсове). Освен това по шиповете на остриетата се маркира калибрирана с превръзка стоманена лента. Отворите в лентата за шиповете се правят чрез щанцоване или електродиск пиърсинг, след което лентата за превръзка се проверява за пукнатини. Точността на монтиране на отворите на лентата за превръзка към шиповете на остриетата трябва да съответства на прилягането. Височината на шипа над лентата за превръзка се осигурява чрез изрязване 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 люлеене 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 напасване в тангенциална посока.
Ремонт на диафрагмата.
Дефекти на диафрагмата: изкривяване, пукнатини, триене, разрушаване на лопатките и повреда на уплътненията.
Сменят се диафрагми с разрушени лопатки, деформирани и с големи пукнатини. плитките повърхностни пукнатини и счупвания се елиминират чрез заваряване, последвано от термична обработка. Шпоновете се възстановяват според предвиденото на чертежа прилягане. Равнините на разделяне на диафрагмите се подрязват с точност от 1...2 точки на 1 cm2. Сондата с дебелина 0,05 mm не трябва да преминава в равнината на съединителя. Деформираните уплътнителни сегменти на диафрагмата се коригират, а при други дефекти и значително износване се заменят. Осигурена е междина от 0,2…0,3 mm между вала на ротора и уплътнението (уплътнителен отвор).
Ремонт на крайно уплътнение.
Сменят се втулки и сегменти от лабиринтни уплътнения с повреди. Втулките са монтирани на вала с намеса.
Уплътненията за ножове 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 пълнители по леглата на корпуса на турбината. Равнините на разделяне на ставите на кутиите трябва да съвпадат с равнината на разделяне на корпуса на турбината, а равнините на разделяне на клипсите - 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 подменят дефектите на пружината и части от въглеродни уплътнения.
Ремонт на лагери.
За турбинните плъзгащи лагери се използват същите материали като 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 лагерите е необходимо да се обърне внимание на пукнатини, лющене и лющене на антифрикционен метал, както и на състоянието на филетите и маслоохладителите. Ако се открият пукнатини (особено пръстеновидни, затворени), дълбоко задраскване, раздробяване и изоставане на антифрикционния метал, лагерите трябва да се сменят.
С незначителни дефекти в големи лагери, например, локално лющене. пукнатини или раздробяване, те се възстановяват чрез наваряване с газови горелки в аргонова среда или във водородна струя, или с ацетиленови горелки с възстановен пламък. В този случай могат да се използват и процеси на галванично натрупване.
Тънкостенни облицовки с износване само на триещата се повърхност могат да бъдат възстановени чрез наваряване или метализиране в неутрална среда или чрез галванични методи.
Стойността на регулиращия маслен луфт зависи от диаметъра на шейната на вала. При диаметри до 125 mm междината за монтаж е 0,12 ... 0,25 mm, а максимално допустимото износване е 0,18 ... 0,35 mm.

Главна информация.На кораби флотработят главните и спомагателните парни турбинни механизми (турбогенератори, турбопомпи, турбовентилатори); всички те преминават годишни прегледи, при които: външен преглед, готовност за действие, работа в действие, изправност на маневрените и пускови устройства и устройства дистанционно, както и се проверява изправността на навесните и задвижващи механизми.
Поддръжкапарна турбина включва планови профилактични прегледи (PPO) и ремонти (PPR), настройка и настройка на елементите на турбината, 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 те 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 на 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 котлен камък.
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 е демонтирана за транспортиране до сервиза, след това наблюдавайте следващата поръчкаработа по разрушаване:
- изключете турбината от входящата пара;
- източване или изпомпване на водата от кондензатора;
- изпомпвайте масло от турбината или го спускайте, освобождавайки маслената система;
- премахване на арматурата и инструментите;
- прекъсване на тръбопроводи, директно свързани към турбината, или възпрепятстващи демонтажа й от основата;
- свалете корпуса и изолацията на турбината;
- разглобяване на парапети, премахване на платформи и щитове;
- свалете бързо затварящия клапан на приемника и байпасните клапани;
- разкачете ротора на турбината от скоростната кутия;
- стартирайте сапаните и ги закрепете към товароподемното устройство;
- дайте фундаментните болтове и извадете турбината от основата. Подкопаването на капака на статора се извършва с принудителни болтове и повдигане
(спускане) го и роторът произвежда 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. При повдигане на капака или ротора на всеки 100-150 мм 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 по време на демонтаж. Преди отваряне на турбината, с помощта на стандартна апаратура, се измерват: аксиален ход на ротора в опорния лагер, маслени хлабини в лагерите, хлабини в ограничителя на скоростта.
Типичните дефекти на парната 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 върху вала на ротора), пукнатини в областта на шпонковите канали; ерозивно износване, механично и умора разрушаване на лопатките на ротора; деформация на диафрагмата; износване от ерозия и механични повреди на дюзовия апарат и направляващите лопатки; износване на пръстени на крайни и междинни уплътнения, лагери.
При работа на турбината възникват предимно термични деформации на частите, причинени от нарушения на Правилата за техническа експлоатация.
Топлинните деформации възникват в резултат на неравномерно нагряване на турбината при подготовката й за пускане и при спиране.
Работата на небалансиран ротор причинява вибрации на турбината, което може да доведе до счупване на лопатката и кожуха, до разрушаване на уплътненията и лагерите.
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 равнината на разделяне на тялото поради деформация. Изкривяването на разделителната равнина с пролуки до 0,15 mm се елиминира чрез остъргване. След завършване на остъргването капакът се връща на мястото си и се проверява наличието на локални пролуки със сонда, която не трябва да бъде 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 са изработени от ковани от една част, 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.
Напуканият ротор се сменя. Износването на шийките се елиминира чрез шлайфане. Овалността и конусната форма на шийките се допускат не повече от 0,02 mm.
работещи дискове.Напуканите дискове се сменят. Деформацията на дисковете се засича чрез крайно биене и ако не надвишава 0,2 мм, се елиминира чрез завъртане на края на диска върху машината. При по-голямо количество деформация дисковете се подлагат на механично изправяне или подмяна. Отслабването на прилягането на диска към вала се елиминира чрез хромиране на монтажния му отвор.
Дискови остриета.Възможно е ерозионно износване на остриетата и, ако не надвишава 0,5-1,0 мм, те се пилят и полират на ръка. При големи повреди ножовете се сменят. Нови лопатки се произвеждат в турбо-строителни заводи. Преди да инсталирате нови остриета, те се претеглят.
В присъствието на механични повредии отделяне на превръзката на работните 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 сондата, като за това диафрагмата се поставя с ръб от страната на изхода на пара към плочата и наличието на празнини между ръба и плочата се проверява със сонда.
Изкривяването се елиминира чрез шлайфане или изстъргване на края на джантата по протежение на плочата върху боята. След това, по протежение на изстъргания край на ръба на диафрагмата, от страната на изхода за пара се изстъргва жлеб за кацане в корпуса на турбината. 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 сменя.
Лабиринтни (крайни) уплътнения. По дизайн лабиринтните уплътнения могат да бъдат прост тип, еластичен тип рибена кост, тип еластичен гребен. При ремонт на уплътнения, втулки и сегменти на лабиринтни уплътнения с повреда се сменят чрез задаване на радиални и аксиални хлабини в съответствие със спецификациите за ремонт.
Поддържащи лагери в турбинитеможе да се плъзга и търкаля. В основните морски парни турбини се използват втулкови лагери. Ремонтът на такива лагери е подобен на ремонта на дизелови лагери. Стойността на регулиращия маслен луфт зависи от диаметъра на шийката на вала на ротора. При диаметър на шийката на вала до 125 mm междината за монтаж е 0,12-0,25 mm, а максимално допустимата междина е 0,18-0,35 mm. В турбините на спомагателните механизми се монтират търкалящи лагери (сачмени, 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 завъртане на детайла. Статичното балансиране е подравняването на центъра на тежестта с неговата геометрична ос на въртене. Това се постига чрез отстраняване на метал от тежката част на детайла или добавянето му към леката му част. Преди балансиране се проверява радиалното биене на ротора, което трябва да бъде не 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 частта се балансира до безразличното си състояние, в което спира във всяка позиция. Това се постига чрез определяне на позицията на тежката точка и след това вдигане и закрепване на балансираща тежест от противоположната страна.
След балансиране на частта от леката й страна, вместо временно натоварване, се фиксира постоянно натоварване или се отстранява подходящо количество метал от тежката страна и балансирането завършва.
Вторият етап на балансиране е да се премахне остатъчният дисбаланс (дисбаланс), който остава поради инерцията на детайла и наличието на триене между тях и опорите. За това крайната повърхност на детайла 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 кантара. В същата последователност се извършва работа за останалите точки на детайла. Въз основа на получените данни се изгражда крива, която, ако балансирането се извършва точно, трябва да има формата на синусоида. Максималната и минималната точки се намират на тази крива. Максималната точка на кривата съответства на светлата част на детайла, 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 монтаж на временен товар, mm;
Г— тегло на ротора, кг;
Lst— максимално допустимото изместване на центъра на тежестта на детайла спрямо оста на въртене, микрона. Максимално допустимото изместване на центъра на тежестта на частта се намира от диаграмата на максимално допустимите премествания на центъра на тежестта по време на статично балансиране, според паспортните данни на турбината или по формулата:


където н— скорост на ротора, s-1.
динамично балансиране.При динамично балансиране всички маси на ротора се редуцират 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 във фабриката. Стойката има опори тип махало или люлеещо се (видове стойки 9V725, 9A736, MS901, DB 10 и др.). Роторът на турбината е поставен върху два пружиниращи лагера, монтирани върху опорите на рамката и свързани към електродвигателя. въртящ се електрически моторроторът на турбината определя критичната си скорост на въртене, като на свой ред измерва максималните амплитуди на трептения на шийките на ротора от всяка страна. След това всяка страна на ротора се маркира около обиколката на 6-8 равни части и масата на тестовото натоварване се изчислява за всяка страна. Балансирането започва от страната на лагера, който има голяма амплитуда на трептене. Вторият лагер е фиксиран. Изпитвателното натоварване се фиксира в точка 1 и се измерва максималната амплитуда на трептенията на шийката на ротора при критичната честота на неговото въртене. След това натоварването се отстранява, фиксира се в точка 2 и операцията се повтаря. Въз основа на получените данни се изгражда графика, според 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 е фиксиран, а вторият се освобождава от монтажа. Операцията по балансиране на втората страна се повтаря в същата последователност. Резултатите от балансирането се оценяват според неравенството:


където окт— амплитуда на трептене на краищата на ротора, mm;
Р— радиус на закрепване на балансиращото тегло, mm;
Г- част от масата на ротора, свързана с тази опора, kg;
Lct— допустимо изместване на центъра на тежестта от оста на въртене на ротора по време на динамично балансиране, микрона.
Монтаж на турбинатавключва центриране на ротора и диафрагмите.
Подравняване на ротора.Преди центриране на ротора, плъзгащите лагери се регулират по протежение на леглата и шийките на ротора. След това роторът се центрира спрямо оста на отвора за държачите на крайните уплътнения на турбината. При центровката на ротора и диафрагмите се използва фалшив вал (технологичен вал), който се поставя върху лагери. След това пролуките между шийката на вала и цилиндричната повърхност под уплътненията се измерват 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 пролуките показва добро центриране, а ако не, тогава се извършва центрирането на оста на ротора.
Изключване на турбината.Преди полагане на ротора, неговите шийки и лагери 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 резбите на гайките, шпилките и простите болтове са покрити тънък слойграфит, а монтажните болтове се смазват с живачен мехлем.
Тестване на турбината след ремонт.Ремонтираните турбомеханизми трябва да се изпробват първо на щанда на СРЗ, след това да се извършат акостиране и ходови изпитания. При липса на щандове в корабостроителницата турбомеханизмите се подлагат само на акостиране и морски изпитания. Швартовните тестове се състоят от спускане, настройка и тестване на турбомеханизмите по програмата за стендови тестове.
Всички подготовки за пробния пуск на турбинната инсталация (проверка на работата на клапаните, нагряване на турбината и парните тръбопроводи, система за смазване и др.) се извършват в пълно съответствие с "Правилата за поддръжка и грижи за морски 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, областта на пътя на потока, уплътненията и зъбните колела. При липса на забележки роторът на турбината се завърта с пара, като се довежда въртенето му до честота 30-50 min -1 и парата незабавно се блокира. Вторичното пускане на турбината се извършва, ако не се открият неизправности по време на завъртане.
При всеки външен звук в турбината той незабавно се спира, проверява, идентифицират се причините за неизправности и се предприемат мерки за отстраняването им.
Работата на турбомеханизма на празен ход се проверява с постепенно увеличаване на оборотите 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.

Секции