Поддръжка на парна турбина по време на работа. Ремонт на парна турбина
РЕМОНТ НА ПАРНИ ТУРБИНИ
КРАТКО ОПИСАНИЕ НА КУРСА:Курсът на програмата предвижда усъвършенствано обучение на работещия персонал, участващ в техническа експлоатацияосновно и спомагателно оборудване на турбинни агрегати.
Курсът на обучение се изчисляваза професионални гимназисти ремонтници от 3,4,5,6 категории по ЕТКС, както и за ръководен персонал (началници на смени, майстори по ремонт на професионални училища).
Продължителност на курса изучаване на 40 часа
ЦЕЛИ:Да се повиши нивото на теоретичните знания и практическите умения на учениците.
ФОРМИ НА ОБУЧЕНИЕ:Лекции, активно участие на студентите в учебния процес, дебати, решаване на ситуационни проблеми.
УЧАСТНИЦИ:. ремонтници на професионални училища от 3,4,5,6 категории по ETKS, както и ръководен персонал (началници на смени, майстори по ремонт на професионални училища).
ОБОБЩАВАНЕ:В края на курса студентите се анкетират и тестват.
Тема на урока | Цел на урока | Област на обучение | техники за обучение | Средства за обучение | продължи стойност, в минути |
|
Психологическо тестване за нивото на логическо и математическо мислене | Определете нивото на логическо и математическо мислене на всеки ученик | когнитивни | Психологически тестове | Раздатки, тестови формуляри. | ||
РЕМОНТ НА КОРПУСА НА ЦИЛИНДРИ | ТИПИЧНИ ДИЗАЙНИ И ОСНОВНИ МАТЕРИАЛИ: (Видове цилиндри, Приложни материали, Монтажни единици). Типични дефекти на цилиндъра и техните причини. Отваряне на цилиндъра. ОСНОВНИ ОПЕРАЦИИ, ИЗВЪРШЕНИ ПРИ РЕМОНТ НА ЦИЛИНДРИ: (Проверка, Контрол на метала, Проверка на изкривяването на цилиндрите, определяне на корекции за центриране на пътя на потока, Определяне на вертикалните премествания на частите на пътя на потока при затягане на фланците на тялото, Определяне и корекция на реакцията на опорите на цилиндъра Отстраняване на дефекти). КОНТРОЛЕН МОНТАЖ ЗАТВОРЕНО МОНТАЖ И УПЛОТНЕНИЕ НА ФЛАНЦОВИТЕ ВРЪЗКИ НА СЪВЪРЗАНИ тръбопроводи | Когнитивни | Лекция, дебат | Раздаване | ||
РЕМОНТ НА ДИФРАГМА И СКЛЕМИ | СТАНДАРТНИ ДИЗАЙНИ И ОСНОВНИ МАТЕРИАЛИ. ХАРАКТЕРИСТИЧНИ ДЕФЕКТИ НА ДИАФРАГМАТА И КЛЕТКИТЕ И ПРИЧИНИ ЗА ПОЯВАТА им. ОСНОВНИ ОПЕРАЦИИ, ИЗВЪРШЕНИ ПРИ РЕМОНТ НА ДИФРАГРАМА И СКЛОМИ: (Разглобяване и ревизия, отстраняване на дефекти, Монтаж и центровка ). | Когнитивни | Раздаване | |||
РЕМОНТ НА УПЛОТНЕНИЕ | ТИПИЧНИ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНИ МАТЕРИАЛИ ХАРАКТЕРИСТИКА НА УПЛОТНИТЕЛНИ ДЕФЕКТИ И ПРИЧИНИ ЗА ПОЯВАТА им. ОСНОВНИ ОПЕРАЦИИ, ИЗВЪРШЕНИ ПРИ РЕМОНТ НА УПЛОТНЕНИЯ: (Проверка, Проверка и регулиране на радиалните хлабини, Монтаж на линейния размер на пръстена на уплътнителните сегменти, Смяна на антените на уплътненията, монтирани в ротора, Регулиране на аксиалните хлабини, Възстановяване на хлабините в уплътненията на кожуха) | Когнитивни | Раздаване | |||
РЕМОНТ НА ЛАГЕРИ | РЕМОНТ НА ОПОРНИ ЛАГЕРИ: Типични дизайнии основни материали на опорните лагери) Типични дефекти на опорните лагери и техните причини. Основните операции, извършвани по време на ремонта на опорните лагери: (Отваряне на корпусите на лагерите, тяхната ревизия и ремонт, Проверка на облицовки, Проверка на херметичност и хлабини). Движение на лагерите при центриране на ротори Затваряне на лагерни корпуси. | Когнитивни | Раздаване | |||
РЕМОНТ НА ЛАГЕРИ | РЕМОНТ НА ОСИГУРНИ ЛАГЕРИ. Типични конструкции и основни материали на опорните лагери. Характерни дефекти на опорната част на лагерите и техните причини. Ревизия и ремонт. Контролен монтаж на опорния опорен лагер. ПРОВЕРКА НА РАБОТА НА ОСТА НА РОТОРА. ПЪРНЕНЕ НА БАБИТ ЧЕРУПИТЕ НА ОПОРЯВАЩИТЕ ЛАГЕРИ И ОБУВКАТА НА ТОРСТОВИТЕ ЛАГЕРИ. ПРЪСКАНЕ НА ПРОЧИВАНЕТО НА ВЛОЖИТЕ. Ремонт маслени уплътнения | Когнитивни | Лекция, дебат | Раздаване | ||
РЕМОНТ НА РОТОРИ | ТИПИЧНИ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНИ МАТЕРИАЛИ ХАРАКТЕРИСТИЧНИ ДЕФЕКТИ НА РОТОРИТЕ И ПРИЧИНИ ЗА ВЪЗНИКАТА им. ДЕМОНТАЖ, ПРОВЕРКА НА БОЙ И ДЕМОНТАЖ НА РОТОРИ. ОСНОВНИ ОПЕРАЦИИ ДА СЕ ИЗПЪЛНЯТ ПРИ РЕМОНТ НА РОТОРИ: ( ревизия,Контрол на метала, Отстраняване на дефекти). ПОЛОЖЕНИЕ НА РОТОРИТЕ В ЦИЛИНДЪРА. | Когнитивни | Лекция, дебат | Раздаване | ||
РЕМОНТ НА РАБОТЕЩИ НОЖИ. | ТИПИЧНИ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНИ МАТЕРИАЛИ НА РАБОТЕЩИТЕ НОЖИ. ХАРАКТЕРИСТИЧНИ ПОВРЕЖДЕНИЯ НА РАБОТЕЩИТЕ НОЖИ И ПРИЧИНИ ЗА ПОЯВАТА им. ОСНОВНИ ОПЕРАЦИИ, ИЗВЪРШЕНИ ПРИ РЕМОНТ НА РАБОТЕЩИ НОЖИ: (Проверка, Контрол на метала, Ремонт и възстановяване, Ремонт на работното колело, Монтаж на връзки). | Когнитивни | Лекция, дебат | Раздаване | ||
РЕМОНТ НА МАКСИ НА РОТОРИ | ТИПИЧНИ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНИ МАТЕРИАЛИ НА СЪЕДИНИТЕ. ХАРАКТЕРИСТИЧНИ ДЕФЕКТИ НА СЪЕДИНИТЕ И ПРИЧИНИ ЗА ПОЯВАТА им. ОСНОВНИ ОПЕРАЦИИ, КОИТО ДА СЕ ИЗВЪРШЯТ ПРИ РЕМОНТ НА СЪЕДИНИТЕЛИ: (Демонтаж и ревизия, Контрол на метала, Особености на демонтаж и монтаж на полусъединители, Отстраняване на дефекти, Особености при ремонт на пружинни съединители). МОНТАЖ НА СЪЕДИНЕНИЕ СЛЕД РЕМОНТ. ПРОВЕРКА НА РОТОРИТЕ "МАХАЛНО". | Когнитивни | Лекция, дебат | Раздаване | ||
ЦЕНТРОВАНЕ НА ТУРБИНАТА | Задачи за центриране. Извършване на измервания на центриране върху половините на съединителя. Определяне на положението на ротора спрямо статора на турбината. Изчисляване на центровката на двойка ротори. Характеристики на подравняване на два ротора с три опорни лагера. Методи за изчисляване на центровката на вала на турбината. | когнитивен, | Лекция, обмяна на опит | Раздаване | ||
НОРМАЛИЗАЦИЯ НА ТЕРМИЧНИТЕ РАЗШИРЕНИЯ НА ТУРБИНИ | УСТРОЙСТВО И РАБОТА НА СИСТЕМАТА ЗА ТЕРМИЧНО РАЗШИРЕНИЕ. ОСНОВНИ ПРИЧИНИ ЗА НАРУШАВАНЕ НА НОРМАЛНАТА РАБОТА НА СИСТЕМАТА ЗА ТЕРМИЧНО РАЗШИРЕНИЕ. МЕТОДИ ЗА НОРМАЛИЗАЦИЯ НА ТЕРМИЧНИ РАЗШИРЕНИЯ. ОСНОВНИ ОПЕРАЦИИ ЗА НОРМАЛИЗАЦИЯ НА ТЕРМИЧНОТО РАЗШИРЕНИЕ, ИЗВЪРШЕНИ ПРИ РЕМОНТ НА ТУРБИНА. | когнитивен, | Лекция, обмяна на опит | Раздаване | ||
НОРМАЛИЗАЦИЯ НА ВИБРАЦИОННОТО СЪСТОЯНИЕ НА ТУРБО АГРЕГАТА | ОСНОВНИ ПРИЧИНИ ЗА ВИБРАЦИЯ. ВИБРАЦИЯТА КАТО ЕДИН ОТ КРИТЕРИИТЕ ЗА ОЦЕНКА НА СЪСТОЯНИЕТО И КАЧЕСТВОТО НА РЕМОНТ НА ТУРБИНАТА. ОСНОВНИТЕ ДЕФЕКТИ, ВЛИЯЩИ НА ПРОМЯНАТА НА ВИБРАЦИОННОТО СЪСТОЯНИЕ НА ТУРБИНАТА И ТЕХНИТЕ ПРИЗНАЦИ. МЕТОДИ ЗА НОРМАЛИЗАЦИЯ НА ВИБРАЦИОННИТЕ ПАРАМЕТРИ НА ТУРБО Агрегата. | Когнитивни | Лекция, обмяна на опит | Раздаване | ||
РЕМОНТ И НАСТРОЙКА НА СИСТЕМИ ЗА АВТОМАТИЧНО РЕГУЛИРАНЕ И ПАРА РАЗПРЕДЕЛЕНИЕ | Какви документи и в какъв срок трябва да бъдат съставени и одобрени за ремонт на АТС и пароразпределение преди началото на ремонта. Каква работа се извършва по време на ремонта на ATS и при подготовката за него. ATS ремонтна документация. Общи изисквания за ATS. Премахване на характеристиките на разпределението на парата. Премахване на характеристиките на ATS. | Когнитивни | Лекция, обмяна на опит | Раздаване | ||
Ремонт на гърбичния разпределителен механизъм: (Основни дефекти на гърбичните разпределителни механизми) Ремонт на управляващи клапани: (Проверка на стеблото и клапана, Проверка на лагерите на лоста и ролки). Материали за разпределение на пара. | Раздаване | Лекция, обмяна на опит | Раздаване | |||
РЕМОНТ НА ЕЛЕМЕНТИ НА СИСТЕМАТА ЗА РАЗПРЕДЕЛЕНИЕ НА ПАРА | СЕРВО ДВИГАТЕЛИ. Общи изисквания към серводвигателите. Най-честите дефекти при серводвигатели с еднопосочно подаване на течност. Основните дефекти на серводвигателите с двупосочно подаване на течност. | Раздаване | Лекция, обмяна на опит | Раздаване | ||
ТЕСТВАНЕ | ||||||
ПРИЛОЖЕНИЯ КЪМ ПРОГРАМАТА:
1. Приложение. Презентационни материали, използвани в обучението.
2. Приложение. Урок.
Главна информация.На кораби флотработят главните и спомагателните парни турбинни механизми (турбогенератори, турбопомпи, турбовентилатори); Всички те се подлагат на годишни проучвания, по време на които се извършва следното: външен преглед, готовност за действие, работа в действие, изправност на маневриращи 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 вземане 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 пътят на потока им 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 фитинги и инструменти;
- прекъсване на тръбопроводи, директно свързани към турбината, или възпрепятстващи демонтирането 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 разглобяването. Преди отваряне на турбината с помощта на стандартна апаратура се измерват: аксиален разгон 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 уморено 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 кара турбината да вибрира, което може да доведе до счупване на лопатката и кожуха и 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 е 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 ръчно. 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 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; за това диафрагмата се поставя с ръб от страната на изхода за пара на 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 остъргания 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 от 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 кораби парни турбинисе използват плъзгащи 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, междина 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 повърхността на 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 извърши 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. Чрез завъртане на ротора на турбината с електродвигател се определя неговата критична скорост, като на свой ред се измерват максималните амплитуди на трептене 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 турбина, работеща при налягания над 3,5 MPa и температури до 420 C, се използва херметична паста 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, смазочна система и др.) се извършват в пълно съответствие с „Правилата за поддръжка и грижи за морските 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 върти с пара, като се довежда въртенето му до честота 30-50 min -1 и парата незабавно се блокира. Вторичното стартиране на турбината се извършва, ако не се открият неизправности по време на завъртане.
При всякакъв 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 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.
Поддръжката на TZA може да бъде разделена на следните етапи:
Подготовка на турбината за действие и пускане в действие;
Обслужване по време на работа;
Дезактивиране и обезвлажняване;
Мониторинг на турбината по време на неактивност.
Подготовка на турбинния агрегат за работа
Подготовката на парна турбина за отопление започва с проверка на състоянието на агрегата и сервизните системи.
За да направите това, трябва да изпълните следните стъпки:
Подгответе турбини и зъбни колела, т.е. проверете турбините и зъбните колела и се уверете, че всички стандартни инструменти са налични и в добро работно състояние. Проверете състоянието на индикаторите за разширение на корпуса и плъзгащи се опори. Измерете аксиалната и радиалната позиция на валовете и аксиалната позиция на корпусите.
Подгответе и пуснете в експлоатация маслената система.
За това ви трябва:
Отстранете утаената вода и утайката от резервоарите за масло;
Проверете нивото на маслото в гравитационните резервоари за отпадъци и налягане;
При ниска температура на маслото го загрейте до 30…35 0 С, като се уверите, че налягането на отоплителната пара не надвишава 0,11 ... 0,115 МРа;
Стартирайте масления сепаратор и го пуснете в действие;
Подгответе филтрите и масления охладител за работа, отворете съответните клапани и клинкове;
Подгответе се за стартиране и стартиране маслена помпа;
След като отворите въздушните кранове на филтъра, маслените охладители на всички лагерни капачки на турбините и зъбната предавка, изпуснете въздуха и проверете пълненето на маслената система с масло;
Проверете подаването на масло за смазване на зъбите на зъбното колело, ако е необходимо, отворете ревизионните люкове за това;
Уверете се, че налягането в системите за смазване и управление съответства на стойностите, посочени в инструкциите;
Уверете се, че няма течове на масло от системата;
Като намалите нивото на маслото, проверете изправността на сигналното устройство;
След стартиране циркулационна помпаотворени клапани циркулираща водапри масления охладител проверете циркулацията на водата;
Проверете работата на термостатите;
Уверете се, че има достатъчно преливане на масло от гравитационния резервоар под налягане.
Подгответе блокиращото устройство за работа;
Проверете и подгответе вала;
При подготовката на линията на вала за завъртане е необходимо:
Проверете липсата на чужди предмети върху вала;
Натиснете спирачката на линията на вала;
Ако е необходимо, разхлабете жлеза на кърмовата тръба;
Проверете и подгответе за работа охладителната система на лагерите;
Проверете и проверете нормалното напрежение на задвижващата верига към сензора на тахометъра;
Подгответе и включете блокиращото устройство;
За да включите устройството за завъртане, поставете табела на контролната станция WHIRING DEVICE IS ON. За пробно задвижване на турбинния блок TLU е необходимо да се получи разрешение от служителя, отговарящ за вахта. Завъртете витлото на 1 и 1/3 оборота напред и назад. В същото време наблюдавайте на амперметъра мощността, консумирана от електродвигателя на блокиращото устройство и внимателно слушайте турбината и зъбната предавка. Превишаването на натоварването от допустимата стойност показва наличието на неизправност, която трябва да бъде отстранена.
Подгответе паропровода и контролна система, сигнализация и защита;
Подготовката се състои в проверка на работата на парните клапани за отваряне и затваряне при липса на пара в тръбопроводите за пара:
Проверете дали клапаните за извличане на пара от турбините са затворени;
Отворени продухващи клапани;
Отворете-затворете клапаните за бързо затваряне, маневриране и дюзи, за да се уверите, че работят правилно;
Извършете външна проверка на редукционни и предпазни клапани;
След като подадете масло към системата за управление, изключете вакуумното реле, отворете бързо затварящия клапан, проверете неговата работа, като го изключите на ръка, понижете налягането на маслото и също така действате върху релето за аксиално превключване, след което оставете клапана затворен и включете вакуумното реле;
Отворете клапаните за продухване на приемниците, бързо затварящите се и маневриращите клапани, парната кутия и камерите на стеблата на клапаните на дюзите;
Преди да загреете турбините, загрейте и издухайте главния паропровод към бързо затварящия се клапан през специален тръбопровод за загряване или чрез бавно отваряне на главните изолационни клапани, като постепенно увеличавате налягането в паропровода, докато се загрява.
Подгответе кондензационната система и главния кондензатор;
за това ви трябва:
Отворете входните и изходящите клинове (или клапаните) на циркулационната помпа, стартирайте главната циркулационна помпа;
Отворете въздушните кранове на водната част на главния кондензатор, като ги затворите, след като от тях изтича непрекъснат поток вода;
Проверете и проверете дали изпускателните клапани от страната на кондензатора и циркулационната помпа са затворени;
Напълнете колектора за кондензат на главния кондензатор с захранваща вода до половината от стъклото за измерване;
Подгответе за действие автоматизацията за поддържане на нивото на кондензата в кондензатора;
Проверете отварянето на клапаните на тръбопровода за кондензат, захранван към хладилниците (кондензаторите) на ежекторите;
Отворете клапана на тръбопровода за връщане на циркулацията;
Стартирайте кондензатната помпа, след това отворете клапана на напорната й тръба;
Проверете работата на регулатора на нивото на конденза в кондензатора.
Загрейте парните турбини.
Загряването на турбините започва с подаването на пара към крайните уплътнения на турбините, подготвя се и се пуска в действие главният пароструен ежектор, като по този начин се повишава вакуумът в кондензатора. Включете автоматичното поддържане на налягането в системата за управление.
Повишете вакуума до пълен, за да проверите плътността на системата и след това намалете до стойността, зададена от производителя.
В процеса на повишаване на вакуума роторите на турбината се въртят от блокиращо устройство.
За загряване на турбините на основните турборедукторни агрегати се използват три метода на нагряване:
Първият е нагряването на турбините при въртене на ротора от работната пара на паркинга;
Вторият е нагряването на турбините по време на въртене на роторите чрез блокиращо устройство;
Третият е комбиниран, при който първоначално нагряването се извършва с въртене на ротора от блокиращото устройство, а след това, след като са получили разрешение от командния мост, те дават тестови обороти с работната пара на турбините в движение напред . В същото време турбините, зъбните колела и лагерите се слушат внимателно.
Те проверяват налягането на парата при стартиране на турбините, което не трябва да надвишава стойностите, посочени в инструкциите. Те променят посоката на въртене на турбините от напред към назад, като използват маневриращ клапан и отново слушат всички елементи на TZA. След приключване на процеса на нагряване на турбините, циркулационният кондензат и маслената помпа се прехвърлят в нормален режим на работа и вакуумът в главния кондензатор се повишава до работната стойност.
В същото време трябва да се има предвид, че роторите на турбината могат да останат неподвижни, след подаване на пара към уплътненията за не повече от 5 ... 7 минути.
Проверете блокирането, което изключва възможността за стартиране на уреда в движение, когато блокиращото устройство е включено.
Извършете процеса на пробна ротация на TZA.
При пробно завъртане на турбинни агрегати с блокиращо устройство е необходимо да се уверите, че:
Клапанът за бързо спиране (BZK) е затворен;
Маневровите клапани на турбините са затворени;
Автоматичното блокиране на въртящото устройство, ако има такова, предотвратява отварянето на UPC от налягането на маслото.
В процеса на пробно завъртане на турбинния агрегат с блокиращо устройство е необходимо да се извършат следните действия:
Завъртете валовете на турбинния агрегат, като същевременно слушате внимателно турбините и предавката;
Пробно завъртане се извършва за най-малко един оборот на карданния вал за напред и назад;
Следете тока, консумиран от блокиращото устройство и в случай на превишаване на нормалната стойност или рязко колебание в силата на тока, незабавно спрете блокиращото устройство, докато причините не бъдат изяснени и неизправностите бъдат отстранени.
При завъртане на GTZA VPU е възможно електрическият двигател на блокиращото устройство при счупване и завъртане на GTZA да има повишен товар или резки колебания. Това може да се случи поради следните причини:
Възможно е да пасе вътре в турбината в лопатката или в уплътнението, триене в зъбната предавка по време на въртене на GTZA, докато се чува характерен звук.
В този случай е необходимо да отворите шийките и да слушате отвътре, да проверите аксиалните и радиалните хлабини както в потока, така и в лагерите.
Ако се открият неприемливи спадове или разгони, дефекти в пътя на потока на турбината, отворете корпуса или скоростната кутия и отстранете дефектите.
В турбината се чува характерен звук при наличие на вода, натрупване на вода в корпуса на турбината, преливане на главния кондензатор.
За да ги премахнете, е необходимо да отворите продухването на турбината, да премахнете водата и да доведете нивото в главния кондензатор до нормално.
Вероятно заседнал вътре кинематична схема VPU.
В този случай е необходимо да изключите TLU, да проверите кинематичната диаграма и да премахнете задръстването.
Възможна неизправност на електродвигателя.
В този случай е необходимо да проверите лагерите и електрическата верига и да отстраните неизправността.
Спирачката е включена.
Кабелът е навит на винта.
По време на нагряването на турбините не трябва да се прилагат следните процедури:
Намалете вакуума в кондензатора, като намалите подаването на пара към уплътненията;
Дръжте UPC отворен и маневрени клапанипри завъртане на GTZA с блокиращо устройство.
След приключване на нагряването на турбините трябва да се извършат следните действия:
Извършете пробни пускания на турбинния агрегат от всички контролни постове;
Проверете дали системата за дистанционно управление работи правилно.
По време на тестовите обороти на GTZA е възможно турбината да не стартира при приемливо налягане на парата. Това е възможно поради следните причини:
Вакуумът в главния кондензатор не е достатъчен;
Термично отклонение на ротора на турбината в резултат на локално охлаждане по време на паркиране с нагрят GTZA и нарушение на режима на завъртане.
В този случай турбинната инсталация трябва да бъде извадена от експлоатация, като турбината трябва да се остави да се охлади постепенно. За равномерно охлаждане е необходимо да затворите всмукателните и изпускателните клинове на главния кондензатор, да отстраните охлаждащата вода от него. След като завъртите GTZA VPU, пуснете уреда в работа.
Когато клапаните на дюзите се отворят, има спад на налягането в главния паропровод.
В този случай клапаните на главния паропровод може да не функционират неправилно или да не са напълно отворени.
От гледна точка на спазването на режимните характеристики на CCS по време на тяхната работа, основното 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 по правило работят в режим на постоянен максимален товар, такива показатели като ефективност, надеждност, издръжливост и поддръжка Ела първи.
Рентабилността на професионалните училища се характеризира като коефициент полезно действие(КПД) на турбинна инсталация (TU) и брутна специфична консумация на топлина (т.е. без да се вземат предвид енергийните разходи за собствени нужди на TU). Показателите за ефективност на когенерационните турбинни инсталации с контролирани извличания за отопление и топла вода са специфична консумацияпара в режим на когенерация, специфична консумация на топлина в кондензационен режим, специфична консумация на топлина за производство на електроенергия и др. Брутната специфична консумация на топлина за високомощни кондензационни турбини е на ниво 7640–7725 kJ/(kWh); за ТЕЦ - 10200 kJ/(kWh) и 11500 kJ/(kWh) за атомни електроцентрали. Специфичната брутна консумация на топлина за когенерационни турбинни инсталации при температура на охлаждащата вода 20°C в кондензационен режим е около 8145–9080 kJ/(kWh), а специфичната консумация на пара в режим на комбинирано производство 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 определен експлоатационен живот, пълен определен ресурс от елементи, среден срокобслужване между основни ремонти, коефициент техническа употреба, коефициент на готовност и други. Пълният определен експлоатационен живот на захранващ блок, произведен преди 1991 г., е най-малко 30 години, оборудване, произведено след 1991 г., е най-малко 40 години. Общият определен 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, а коефициентът на наличност е най-малко 97%.
Променливият режим на работа на парна турбина предполага преди всичко промяна в потока на пара през пътя на потока - в посока на намаляване от номиналната стойност. При което минимални загубис променлива, т.е. „Частичен” поток на пара се постига с управление на дюзите, когато клапаните (клапата), обслужващи една конкретна група дюзи, са напълно отворени. Топлинните капки се променят значително само при управлението и последна стъпкапоточна част. Топлинните капки на междинните степени остават почти постоянни, тъй като потокът на пара 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 всяка една група дюзи, толкова по-малък е прирастът на дебита на „единица“ от неговия повдигане. Когато се достигне h/d ≈ 0,28 (където h е линейното изместване на клапана при отваряне, а d е диаметърът на клапана), увеличаването на потока на пара през клапана практически спира. Следователно, за да се осигури гладкост на процеса на зареждане, се планира отварянето на клапана, 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 дебит на парата до стойност под 0,4 GV 2 води до образуване на вихри в основния поток както в основата на работните лопатки на последния етап и в периферията им, което е опасно от гледна точка на динамични извънпроектни напрежения в тези лопатки, които вече са натоварени до предела.
Основи на работата на парните турбини.Свързани са изискванията за маневреност и надеждност на съвременните парни турбини по време на тяхната работа Общи условияексплоатация на енергийните системи, дневни надбавки, годишни графикипотребление на енергия, структура на генериращите мощности в енергийните системи, тяхното състояние и технически възможности. Графиките са в момента електрически натоварванияенергийните системи се характеризират с голяма неравномерност: резки пикове на натоварването сутрин и вечер, спадове през нощта и почивните дни, ако е необходимо, за да се осигури бързо увеличаване и намаляване на натоварването. Под гъвкавост се разбира способността на захранващия блок да променя мощността през деня, за да покрие графика на натоварване на енергийната система. Важни в това отношение са периодите на натоварване и разтоварване на турбинния агрегат, както и пускане от различни топлинни състояния (горещо - след предварителен престой по-малко от 6-10 часа, неохладен - след предварителен престой от 10 часа до 70-90 часа, студено - след предварителен престой повече от 70-90 часа). Също така вземете предвид броя спирания-стартове 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 на спомагателния товар след разтоварване.
Надеждността на работата на силовия агрегат до голяма степен зависи от това колко самата турбина и нейната спомагателно оборудванезащитени от опасното въздействие на нестационарните процеси. Статистиката за повреда на оборудването показва, че по-голямата част от повредите възникват точно в момента на въвеждане на преходни режими на работа, когато се променят един или друг набор от параметри. За да избегнете развитието на спешен случай, кандидатствайте авариен стоптурбини: със или без вакуумна разбивка.
При повреда на вакуума турбината (за турбини със скорост на ротора 3000 об/мин) трябва незабавно да бъде спряна в следните случаи: когато скоростта се увеличи над 3360 об/мин; с внезапно нарастване на вибрациите с 20 µm (скорост на вибрациите 1 mm/s) или повече на някой от лагерите; когато температурата на маслото в дренажа 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 при всякакви удари в потока на турбината, в случай на скъсване на паропроводи, всяко запалване в турбината или генератора.
Спиране без прекъсване на вакуума е предвидено за следните отклонения от нормален режимработа: при отклонение на параметрите на жива пара или пара за прегряване: до ±20°C - по температура и до +0,5 MPa - по налягане на жива пара; с рязка промяна в температурата на прясна пара или пара за повторно загряване със скорост повече от 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.
Системи за защита на турбините за парни турбини с висока мощност осигурете спиране при достигане на следните стойности: при достигане на аксиалното изместване на ротора с -1,5 мм към регулатора или +1,0 мм 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 спадне с 50 мм (необходимо е незабавно изключване 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 регулира с подробни заводски инструкции и не допуска отклонения от зададените пускови графици.
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 организациите на енергетиката "Спецификации за основен ремонт на оборудването на електроцентралите. Норми и изисквания", установени в раздел 7 на STO 70238424.27.100.012-2008 Топлинни и хидравлични електроцентрали. 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 РАЗРАБОТЕН от ЗАО "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 технически стандартии изисквания за ремонт на стационарни парни турбини за ТЕЦ, насочени към осигуряване на промишлената безопасност на топлоелектрическите 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 ремонтна поддръжка на оборудване на електроцентрали.
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. Общи 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 на краищата, 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 на производствените процеси. Норми и изисквания
СТО 70238424.27.100.005-2008 Основни елементи на котли, турбини и тръбопроводи на ТЕЦ. Мониторинг 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, препоръчително е 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 ежегодно публикуван 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 (модифициран), 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 70238401.01. 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 характеристика на качеството: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 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 - нормативна 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 на изпитване и сравняване на качествените показатели на ремонтираните турбини с техните нормативни стойностии стойностите преди ремонт със среден ремонт се прилагат изцяло;
- изисквания за обхвата и методите на изпитване и сравняване на качествените показатели на ремонтирани турбини с техните стандартни стойности и стойности преди ремонт при текущ ремонтсе използват в количеството, 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 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 се основава на спецификацииза основен ремонт на турбини от тип K, T, PT, R, KT в съответствие с GOST 24278, както и технически 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, превишаващи 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 разглобяването на турбината трябва да се провери маркировката на компонентите, а ако не е, да се постави нова или допълнителна. 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) препарати 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:
- прорези, шупли, счупвания, стружки и скъсвания на резбата, корозивно издълбаване 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 монтажа 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 да се намали диаметърът на неизрязаната част на болтовете (болтовете) 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 степен, определена от функционалното предназначение на материала в съответствие с изискванията на нормативната документация за ремонт на конкретен 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 възли, 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 за пролуки 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 празнините (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“.
Допустими максимални хлабини на блоковете за управление при основен ремонтможе да бъде разрешено само при условие, че изпитванията на системата за управление на неподвижна и въртяща се турбина, извършени в обхвата на паспорта на производителя, покажат, 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.
За ръчно дъгово заваряване и 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, което предотвратява механичната обработка;
- нанесеният слой трябва да се почисти 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 цилиндри и лагери трябва да започне с изключване на фланците на паро- и маслопроводи, щепсели и електрически съединители на температурни сензори, елементи за управление и пароразпределение и др.
Развиването на конекторите 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 за монтаж. Монтирани крепежни елементи в зоната високи температури, навлажнете с разтворител (терпентин или друго средство) върху резбовите им връзки, за да улесните разглобяването.
При извършване на измервания по време на демонтаж, местата на измерване трябва да бъдат почистени от отлагания и прорези, местата за 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 Откриват се пукнатини в местата на заваряване на нагревателните кутии на фланците на шпилките, ако има такива хидравлични тестовеи елиминирани 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 съвпадащите 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 на грапавостта 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 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 вземане на 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 на грапавостта е -12,5.
7.3.4 Отклонението от плоскостта на краищата на капачките на крепежните елементи на съединителя се открива 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 установява 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 на грапавостта 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 на грапавостта 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 открива 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 изстъргване. Параметърът на грапавостта 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 на грапавостта 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 подмяната им. Допуска 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 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 визуални и измервателни методи за контрол. Елиминиран 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 измерването. 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 съединяване с щипки, тялото на цилиндъра се откриват чрез визуални и измервателни методи за 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 изстъргване. 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 подмяната им. Допуска се 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 Изтичане 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 Нарушените пролуки между сегментите на уплътнителните пръстени и отворите на диафрагмата се откриват чрез методи за контрол на измерване. 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 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 темпериращи цветове. 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 Изтъркване на аксиални и радиални уплътнителни ръбове върху лентовите превръзки и в основата на лопатките на ротора се открива чрез визуален и измервателен 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, средства от вашата сметка
не са били отписани. Опитайте се да изчакате няколко минути и повторете плащането отново.