ТУРБИНЫ ПАРОВЫЕ
ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2010-01-11

Москва

Предисловие

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

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

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

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

Сведения о стандарте

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

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 18.12.2009 №

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ТУРБИНЫ ПАРОВЫЕ ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения 2010-01-11

1 Область применения

Настоящий стандарт:

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

Устанавливает:

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

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

Распространяется на капитальный ремонт турбин паровых стационарных;

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

2 Нормативные ссылки

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

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании »

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

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

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

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

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

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

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

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

5 Общие технические сведения

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

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

6 Общие технические требования

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

6.2 Требования к метрологическому обеспечению ремонта турбин:

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

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

Нестандартизованные средства измерений должны быть аттестованы;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7 Требования к составным частям

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

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

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

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

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

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

Места наплавки и заварки не должны иметь:

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

Трещин в наплавленном слое и основном металле около мест заварки;

Течи при необходимости соблюдения герметичности;

Увеличенной, по сравнению с основным металлом, твердости, препятствующей механической обработке;

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

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

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

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

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

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

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

7.1 Корпусные части цилиндров ВД, СД

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

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

Трещины в ранее наплавленном металле и околонаплавочных зонах не допускаются.

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

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

7.1.3 Неплотности горизонтального разъема выявляются методами измерений. Устраняются:

Без шабрения разъема;

Наплавкой и шабрением малых участков разъема;

Шабрением разъема.

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

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

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

7.2 Корпусные части цилиндров НД

7.2.1 Неплотность разъема ЦНД выявляется методами измерений. Устраняется:

Наплавкой и шабрением малых участков раскрытия разъема;

Уплотнением разъема резиновым шнуром, уложенным в канавку на разъеме ЦНД.

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

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

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

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

7.3 Внутренний корпус ЦВД

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

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

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

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

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

7.4 Внутренний корпус ЦНД

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

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

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

7.5 Обоймы диафрагм

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

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

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

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

7.6 Диафрагмы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.7 Диафрагмы регулирующие

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.8 Обоймы уплотнений

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

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

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

7.9 Сборка корпусной части цилиндров

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

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

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

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

7.10 Роторы ВД, СД, НД

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.10.9 Обрыв стеллитовых пластин или эрозионный износ входных кромок рабочих лопаток последних ступеней устраняется напайкой стеллитовых пластин, заменой лопаток по технологии завода-изготовителя.

7.10.10 Ослабление посадки рабочих лопаток контролируется измерением частот пакетов лопаток. Устраняется перелопачиванием.

7.10.11 Погнутость, хрупкость, ослабление заделки завальцованных уплотнительных гребней роторов выявляется визуальным и измерительным контролем. Устраняется восстановлением или заменой.

7.10.12 Дефекты отверстий под соединительные болты муфт выявляются визуальными и измерительными методами. Устраняются обработкой отверстий и заменой соединительных болтов.

7.11 Передний, средний подшипник

7.11.1 Трещины, пористость, раковины, неплотность разъема корпуса подшипника выявляются визуальным и измерительным контролем, керосиновой пробой. Устраняются обработкой, нанесением специальных покрытий. Параметр шероховатости поверхности разъема - 1,6, других поверхностей - 3,2.

7.11.2 Защемление корпуса подшипника по продольной осевой шпонке устанавливается методами специальных измерений расширения турбины по реперам, смещения ригеля фундамента под корпусом подшипника. Устраняется с помощью выполнения рекомендаций по нормализации тепловых перемещений корпусов подшипников с контролем опор.

7.11.3 Полное или частичное выплавление баббита, отслоение, забоины, раковины, пористость, выкрашивание вкладыша опорного подшипника выявляется методами визуального и измерительного контроля. Устраняются перезаливанием и расточкой вкладыша. Параметр шероховатости поверхности - 1,7. Шабровка баббита после расточки недопустима.

7.11.4 Отставание баббита, забоины, раковины, пористость, выкрашивание вкладыша опорно-упорного подшипника выявляется визуальным и измерительным контролем. Устраняются перезаливанием и расточкой. Параметр шероховатости поверхности - 1,7. Максимальная толщина баббитового слоя 6,0 мм.

7.11.5 Дефекты упорных, установочных и маслозащитных колец выявляются измерительным контролем. Устраняются обработкой либо заменой.

7.11.6 Отставание баббита упорных колодок, забоины, раковины, пористость, выкрашивание выявляется визуальным контролем, керосиновой пробой, УЗК. Устраняется путем замены колодок.

7.11.7 При сборке подшипников соблюдаются зазоры, натяги. Контролируются методами измерений. Устраняются обработкой, заменой деталей и узлов.

7.12 Валоповоротное устройство

7.12.1 Трещины, люфт, заедание подшипников выявляются визуальным контролем. Устраняются заменой подшипников.

7.12.2 Выкрашивание, задиры поверхности зубьев червячного колеса, шестерен и зубчатого венца на роторе турбины выявляются визуальным контролем. Устраняется обработкой. Параметр шероховатости поверхности зубчатых зацеплений - 3,2. Допускаются разрозненные дефекты, занимающие не более 20 % рабочей поверхности зубьев. Кромки зубьев со стороны входа в зацепление должны быть закруглены радиусом 0,5 мм, с нерабочей стороны зубьев кромки должны иметь фаску 6×45°. Пятно контакта по зацеплению зубьев цилиндрической пары должно быть по всей ширине зуба и высота не менее Н-13 мм. Допускается на отдельных зубьях снижение площади контакта до 50 % при условии, что контакт по двум соседним с дефектным зубом составляет не менее 60 %.

7.12.3 Износ зубчатых пар выявляется измерительным контролем. Устраняется заменой при недопустимых зазорах.

7.12.4 Измененный разбег валов выявляется измерительным контролем. Устраняется обработкой установочных колец, втулок, заменой колец.

7.12.5 Отклонение от соосности электродвигателя и вала червяка выявляется измерительным контролем. Устраняется с помощью перемещений электродвигателя. Допуск соосности не более +0,1 мм.

7.13 Цилиндры ВД, СД, НД

7.13.1 Отклонение от соосности (расцентровка) диафрагм, соплового аппарата и обойм относительно оси ротора выявляется измерительным контролем. Устраняется центровкой диафрагм с помощью прокладок, обработок. Допуск соосности (расцентровка) диафрагм и сопловых аппаратов ЦВД и ЦСД по замерам в каждой плоскости - 0,2 мм, (по оси - 0,10 мм) обойм уплотнений - 0,3 мм (по оси - 0,15 мм).

Необходимость центровки обоймы диафрагм определить по величинам тепловых зазоров между обоймой и корпусом цилиндра и возможностью исправления центровки диафрагм одной обоймы перемещением обоймы. Уточняется по чертежам на конкретные турбины.

7.13.2 Отклонение радиальных зазоров диафрагменных уплотнений выявляется измерительным контролем. Устраняется обработкой соответствующих посадочных поверхностей. Допускается изменение посадочных размеров по сравнению с чертежными в соответствии с данными ремонтной технологической документации.

7.13.3 Отклонение зазоров маслозащитных уплотнений выявляется измерительным контролем. Устраняется обработкой соответствующих поверхностей, перезаливанием вкладышей подшипников, заменой вкладышей подшипников, заменой уплотнительных гребней маслозащитных колец. Допускается минимальная толщина баббитового слоя в подшипнике - 4,0 мм.

7.13.4 Изменение разбега ротора в упорном подшипнике выявляется измерительным контролем. Устраняется заменой установочного кольца, обработкой.

7.13.5 Несоответствие требуемой инструкциями заводов-изготовителей величины удлинений крепежа разъема ЦВД, ЦСД при затяжке выявляется методами специальных измерений. Устраняется перезатяжкой крепежа.

7.13.6 Отклонение осевых зазоров элементов ротора и статора выявляется методами специальных измерений. Устраняется перемещением диафрагм, обойм, корпусов цилиндра, упорного подшипника и всего валопровода, обработкой соответствующих торцевых поверхностей, заменой диафрагм. Допускается подрезка внутренних и внешних бандажей диафрагм ЦВД и ЦСД на величину не более 1,0 мм от значения по чертежу. Допускается подрезка бандажа ротора на величину до 1,0 мм от размера по чертежу. Допускаемое уменьшение толщины тела диафрагм не более 1,5 мм. При перемещении стальных диафрагм и обойм для уменьшения осевых зазоров точить упорную сторону посадочного зуба диафрагм (обойм), с противоположной стороны зуба наплавить и обработать по окружности отдельными участками (допускается не сплошным пояском).

7.14 Узлы регулирования

7.14.1 Дефекты узлов регулятора скорости выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются заменой узлов и регулятора в целом. Полностью соблюдаются технические требования по чертежу.

7.14.2 Дефекты узлов привода регулятора скорости выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются восстановлением узлов и заменой. Допустимые отклонения от размеров установленных в конструкторской документации завода-изготовителя приводятся в нормативной документации на ремонт конкретных типов турбин.

7.14.3 Дефекты золотников, букс, поршней узлов регулирования выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются обработкой и заменой. Отклонения от технических требований установленных в конструкторской документации завода-изготовителя устанавливаются в нормативной документации на ремонт конкретных типов турбин.

7.14.4 Дефекты крепежа, резьбовых соединений и штифтов выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются зачисткой, нарезкой, опиловкой, заменой. Допускаемые отклонения устанавливаются в нормативной документации на ремонт конкретных типов турбин.

7.14.5 Дефекты зубчатых передач узлов регулирования выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются обработкой и заменой. Следы дефектов после опиловки, зачистки допустимые не более чем на 20 % рабочей поверхности зуба. Параметр шероховатости поверхности - 1,7. Уменьшение толщины зубьев не более 10 % от номинальной.

7.14.6 Дефекты пружин выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются заменой.

7.14.7 Дефекты подшипников качения устанавливаются визуальным и измерительным контролем. Устраняются очисткой, промывкой, заменой. Разбег, зазоры не должны превышать величин по ГОСТ 520 .

7.14.8 Дефекты деталей регулятора безопасности выявляются визуальным и измерительным контролем, контрольной сборкой. Устраняются обработкой и заменой. Допустимые отклонения устанавливаются в чертежах завода-изготовителя.

7.14.9 Дефекты электромагнитного выключателя выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются заменой деталей. Ход и установочные размеры должны быть выдержаны.

7.14.10 Дефекты золотников и букс сервомоторов выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются обработкой и заменой. Дефекты сопрягаемых поверхностей шаровых опор и упоров не допускаются. Для других сопрягаемых поверхностей параметр шероховатости - 0,8. Допускаются отдельные риски: поперечные глубиной до 0,3 мм, продольные глубиной до 0,1 мм, количеством не более двух на каждой рабочей поверхности.

7.14.11 Дефекты поршневых колец сервомоторов выявляются измерительным контролем. Устраняются обработкой, пригонкой, заменой. Пригонка поверхностей контролируется щупом.

7.14.12 Износ рычагов сервомоторов клапанов и регулирующих диафрагм выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются восстановлением или заменой.

7.14.13 Требования к сборке деталей сервомоторов заключаются в степени прилегания фланцев, отклонений от круглости расточек, соблюдение параметров шероховатости поверхностей, зазоров в сопряжениях. Требования устанавливаются в конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

7.14.14 Дефекты клапанов со штоками выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются зачисткой, шлифовкой, притиркой. Следы дефектов, разрушение азотированного слоя клапанов не допускаются. Параметр шероховатости - 1,6, полное прилегание к седлу. Дефекты поверхности штока не допускаются, параметр шероховатости - 0,8.

7.14.15 Дефекты корпуса клапанов выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются восстановлением, включая заварку трещин, наплавку седла. Дефекты поверхности, разрушение азотированного слоя не допускаются. Все сопрягаемые поверхности должны иметь размеры в пределах допуска, установленного в чертеже завода-изготовителя.

7.14.16 Дефекты крышек клапанов выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются восстановлением, обработкой, заменой. Применяемые технологии восстановления наплавкой согласовываются с заводом-изготовителем.

7.14.17 Износ поверхностей и узлов сита парового выявляется визуальным и измерительным контролем, при необходимости с использованием УЗК. Устраняется восстановлением по технологиям, согласованным с заводами-изготовителями.

7.14.18 Дефекты деталей клапанов выявляются проверкой прилегания и измерительным контролем. Устраняются обработкой, пригонкой. Допустимые величины зазоров поверхности прилегания приводятся в чертежах завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины.

7.15 Требования к взаимному положению составных частей турбины при сборке

7.15.1 Отклонение от соосности (центровка) роторов устраняется перемещением подшипников, изменением толщины прокладок под опорными колодками. Допускается не более трех прокладок. Минимальная толщина прокладок 0,1 мм.

7.15.2 Увеличенное биение переднего конца РВД («маятник»), устраняется шабрением торца полумуфты или шлифовкой. Запрещается обеспечение требуемого «маятника» за счет ослабления затяжки болтов муфты.

7.15.3 Отклонение от соосности («коленчатость») соединения муфт роторов устраняется относительным смещением полумуфт роторов в пределах зазоров по соединительным болтам муфт. Допуск соосности не должен превышать 0,04 мм (устанавливается в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины).

7.15.4 Вибрация опор на рабочей или резонансной частоте вращения, превышающая установленные нормы, устраняется балансировкой на низкочастотном балансировочном станке, распределением корректирующих масс по длине валопровода, балансировкой валопровода в собственных подшипниках. При наличии низкочастотной составляющей вибрации требуется откорректировать зазоры подшипников и центровку валопровода. Вибрация не должна превышать норм, установленных ГОСТ 25364 .

8 Требования к сборке и к отремонтированному изделию

8.1 При подготовке турбины к сборке должны быть продуты воздухом или паром (Р = 0,6 МПа) все дренажи, выведенные из внутренних полостей корпусов цилиндров и клапанов, все внутренние полости цилиндров, клапанов, камер отборов, перепускных труб ЦВД, ЦСД, камер сопловых аппаратов и т.п. Трубопроводы и камеры, не доступные визуальному контролю, дополнительно должны быть проверены на предмет отсутствия металлических предметов, электромагнитом грузоподъемностью не менее ЗОН, при возможности осмотрены эндоскопом. Узлы регулирования продуть воздухом и протереть подрубленными салфетками. Трубопроводы дренажей из корпусов цилиндров и трубопроводы концевых уплотнений поверить на плотность наливом конденсата.

8.2 При сборке смазать графитом все сопрягаемые и посадочные поверхности корпусов цилиндров, клапанов, обойм, диафрагм, сегментов уплотнительных колец, металлические и паронитовые прокладки, устанавливаемые на воде и паре, крепеж на выхлопных патрубках ЦНД, разъем корпусов ЦВД и ЦСД.

8.3 Резьбовые соединения крепежа ЦВД и ЦСД и узлов парораспределения, установленного как снаружи, так и в паровом пространстве крепежа ЦНД, установленного в паровом пространстве, а так же посадочную поверхность призонных болтов, установленных в зоне высоких температур, необходимо смазать дисульфид-молибденовой смазкой или смазкой на основе «гексагонального нитрида бора».

8.4 Посадочную поверхность призонных болтов, устанавливаемых снаружи в зоне невысоких температур, смазать олеиновой кислотой.

8.5 Разъемы корпусов ЦНД (горизонтальный, разъемы с корпусами уплотнений и т.д.) должны быть смазаны при сборке мастикой (олифа натуральная, льняная вареная - 40 %, чешуйчатый графит - 40 %, мел - 10 %, свинцовый сурик - 10 %).

8.6 Разъемы крышек подшипников, посадочные места маслозащитных колец уплотнить при сборке нанесением герметиков.

8.7 Свинчивание крепежа разъема ЦВД и ЦСД выполнить с предварительным нагревом шпилек специальными нагревателями, устанавливаемыми во внутреннее отверстие шпилек.

Нагрев шпилек открытым пламенем категорически запрещается.

Затяжку крепежных изделий крышек клапанов производить согласно инструкции заводов-изготовителей.

8.8 Крутящий момент при затяжке мелкого крепежа должен быть в пределах:

М12 - 35 - 50 Н.м (3,5 - 5 кгм)

M16 - 90 - 120 Н.м (9 - 12 кгм)

М20 - 170 - 200 Н.м (17 - 20 кгм)

М25 - 320 - 360 Н.м (32 - 36 кгм)

М30 - 350 - 400 Н.м (35 - 40 кгм)

Для повторно используемого крепежа момент затяжки увеличить на 10 - 15 %.

8.9 В период ремонта в случае разборки соединений подлежат обязательной замене уплотнительные прокладки, а так же металлические шплинты, стопорная проволока и стопорные шайбы, пружинные шайбы, войлочные кольца.

8.10 Концы шплинтов должны быть разведены и загнуты. В местах сгибов шплинтов и стопорных шайб трещины и засветления не допускаются. Не допускается установка шплинтов меньшего диаметра.

8.11 Новые уплотнительные прокладки не должны иметь повреждений, поверхности должны быть ровными, чистыми, без трещин, царапин, морщин, отслаивания.

На поверхности резиновых уплотнительных шнуров не должно быть трещин, пузырей, волнистостей, посторонних включений размером более 0,3 мм и количеством более 5 штук на метр; допускаются пролежни глубиной до 0,2 мм.

8.12 Поверхности деталей, узлов и трубопроводов, омываемых при эксплуатации огнестойкой жидкостью, должны быть очищены прокачкой системы потоком огнестойкой жидкости путем подачи в систему увеличенных расходов с нагревом до величины от 70 до 75 °С, с попутной и последующей очисткой жидкости, используемой при промывке, штатными фильтрами и (или) в аппаратной. После промывки поверхности на контрольных участках должны быть чистыми.

Уплотнительные прокладки узлов системы регулирования в местах, предусмотренных чертежами, следует устанавливать без применения уплотняющих веществ, поверхности натереть чешуйчатым графитом. Края прокладок не должны доходить на величину от 2 до 4 мм до внутренних краев уплотнительных поверхностей, во избежание попадания частиц во внутренние полости.

Для уплотнения полостей огнестойкой жидкостью узлов регулирования следует применять прокладки из электрокартона или из фторопласта. Применение паронита и резины не допускается.

8.13 Для беспрепятственного снятия и установки крышек и фланцев узлов системы регулирования во время пусконаладочных работ плотность прилегания следует обеспечивать преимущественно за счет тщательной пригонки сопрягаемых поверхностей.

Для смазывания уплотнительных поверхностей узлов регулирования применять герметики. При сборке герметики не должен попадать во внутренние полости.

Окраска поверхностей, омываемых огнестойкой жидкостью не допускается, следы лака и краски удалить.

8.14 Паровые и масляные стыки соединения должны быть плотными. Протечки пара и огнестойкого масла не допускаются.

8.15 После окончания сборки необходимо произвести:

Настройку и проверку системы регулирования на стоящей (не вращающейся) турбине;

Настройку и проверку системы регулирования и регулятора безопасности при холостом ходе.

Параметры системы регулирования турбины, принятой в эксплуатацию, должны соответствовать допустимым значениям контрольных величин и характеристик паспорта завода-изготовителя.

8.16 Основные параметры и эксплуатационные характеристики отремонтированной турбины должны соответствовать показателям, указанным в паспорте (формуляре) турбины.

Показатели технической эффективности (удельный расход тепла, удельный расход пара и др.) отремонтированной турбины не должны быть хуже показателей, установленных в энергетической характеристике конкретной турбины.

8.17 Показатели надежности отремонтированной турбины (включая систему регулирования и парораспределения, конденсатор и маслосистему) должны соответствовать требованиям технических условий на поставку.

Периодичность капитальных ремонтов - в соответствии СТО 70238424.27.100.017-2009.

9 Испытания и показатели качества отремонтированных турбин

9.1 Методы проведения эксплуатационных испытаний

Эксплуатационные испытания паротурбинных установок производятся в соответствии с СТО 70238424.27.040.007-2009 .

Для оценки технического состояния составных частей и оборудования в процессе эксплуатации используются экспресс испытания турбоустановок.

В результате испытаний и соответствующих расчетов в соответствии с СТО 70238424.27.100.011-2008 , определяется ряд показателей и величин, характеризующих состояние отдельных элементов и оборудования в целом.

Часть характеристик технического состояния относятся к показателям назначения, показателям экономичности, а также к показателям, характеризующим безотказность и надежность, большинство из которых отражают номенклатуру показателей качества турбин паровых стационарных в соответствии с ГОСТ 4.424 .

9.1.1 Показатели назначения

Максимальная и номинальная мощности при проектной тепловой схеме и номинальных параметрах и условиях.

Номинальные паровые (тепловые) нагрузки и параметры регулируемых отборов пара.

Диапазон регулирования давления в регулируемых отборах.

Параметры системы регулирования:

Степень неравномерности регулирования частоты вращения при номинальных параметрах пара;

Степень неравномерности по давлению в регулируемых отборах (противодавлению);

Степень нечувствительности по частоте вращения;

Степень нечувствительности по давлению в регулируемых отборах (противодавлению).

9.1.2 Показатели экономичности

Электрическая мощность на конденсационном режиме с отключенной системой регенерации при давлениях в контрольной ступени, равных максимальному, а также 80, 60, 40 и 25 % от него.

Внутренний относительный КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара.

Давление пара за каждым из регулирующих клапанов и в камере регулирующей ступени.

Давление пара в камерах отборов (в том числе, в камере контрольной ступени).

9.1.3 Показатели, характеризующие безотказность и надежность

Вибрация подшипников - вертикальная, поперечная, осевая.

Относительные перемещения элементов ротора и статора.

Бой ротора.

Параметры, характеризующие плотность стопорных и регулирующих клапанов в режиме холостого хода - устанавливающаяся частота вращения ротора после закрытия следующих паровпускных органов:

Стопорных клапанов;

Регулирующих клапанов;

Одновременно стопорных и регулирующих клапанов.

Время закрытия стопорных клапанов.

Параметры, вакуумной системы:

Температурный напор в конденсаторе, °С;

Гидравлическое сопротивление, МПа (м вод. ст.);

Жесткость конденсата турбины, Мкг-экв/л;

Скорость падения вакуума, мм рт. ст/мин;

Разряжение, создаваемое эжектором, мм рт. ст.

Параметры, характеризующие плотность обратных и предохранительных клапанов:

Прирост мощности турбоагрегата при закрытии обратных клапанов (для турбин с поперечными связями), кВт;

Прирост частоты вращения на холостом ходу при закрытии обратных клапанов, 1/с;

Давление в камере отбора при срабатывании предохранительных клапанов, кгс/см 2 .

Максимальная температура баббита вкладышей опорных подшипников.

Максимальная температура колодок упорного подшипника.

Давление масла в системе смазки на уровне оси турбины.

Температура масла до и после маслоохладителя.

9.2 Методика сравнения показателей качества отремонтированной турбинной установки.

Методика сравнения показателей качества отремонтированной турбинной установки основана на сопоставление показателей качества турбин паровых стационарных, изменяющихся в процессе эксплуатации и ремонта, в соответствии с СТО 70238424.27.100.012-2008 .

Изменяющиеся показатели качества паровых стационарных турбин определяются при проведении эксплуатационных испытаний турбинных установок до и после ремонта.

Полученные результаты представляют собой количественные показатели качества ремонта турбин паровых, а также турбинно-вспомогательного оборудования.

Показатели качества конкретной турбоустановки в части показателей назначения и экономичности могут быть сопоставлены с нормативными.

К нормативным следует отнести показатели, установленные государственными стандартами и техническими условиями на серийную продукцию.

Другие показатели качества и их составляющие, характеризующие состояние настраиваемых систем и узлов, сопоставляются с данными технических условий на поставку: параметры системы регулирования, параметры маслосистемы, подшипников, параметры вакуумной системы, параметры плотности обратных и предохранительных клапанов.

По отдельным программам проводится балансировка и вибронастройка валопровода с измерениями составляющих вибрации подшипников. Эти показатели сравниваются с данными приемосдаточных испытаний установки или другими испытаниями по развернутым программам.

Многие показатели могут быть приняты по данным энергетических характеристик для каждой турбины или вспомогательного оборудования.

Номенклатура составляющих показателей качества турбиной установки до и после ремонта приведена в таблице .

Подшипник № 1

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 2

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 3

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 4

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 5

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 6

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 7

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 9

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 10

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 11

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 12

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 13

Вертикальная

Поперечная

Осевая

Подшипник № 14

Вертикальная

Поперечная

Осевая

3. Давление пара в коллекторе обогрева шпилек ЦВД/ЦСД (или в обнизке фланцевого разъема ЦВД/ЦСД), МПа (кгс/см 2)

ТУ к

4. Давление пара за регулирующими клапанами, МПа (кгс/см 2)

ТУ с

5. Параметры системы регулирования

Общая степень неравномерности частоты вращения, %

ТУ с

Степень нечувствительности регулирования частоты вращения, %

ТУ с

Степень неравномерности регулирования давления пара в отборе, %

ТУ с

Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборе, % или МПа (кгс/см 2)

ТУ с

I отбор

ТУ с

II отбор

ТУ с

Пределы изменения частоты вращения ротора механизмом управления, верхний предел, с -1 (для регуляторов с разделением характеристик не определять); нижний предел, с -1 (нижний предел обязателен)

6. Показатели плотности клапанов в режиме холостого хода

ЭХ

Частота вращения ротора при закрытых регулирующих клапанах, с -1

ЭХ

7. Температура баббита вкладышей опорных подшипников, С

ТУ к

№ 1

№ 2

№ 3

№ 4

№ 5

№ 6

№ 7

№ 8

№ 9

№ 10

№ 11

№ 12

№ 13

№ 14

8. Максимальная температура колодок упорного подшипника, °С

ТУ к

9. Давление масла в системе смазки, МПа (кгс/см 2)

ТУ к

10. Параметры маслосистемы:

ТУ с

Температурный напор, в маслоохладителях, °С

Температура масла после маслоохладителей, °С

11. Параметры вакуумной системы:

ТУ с

Температурный напор в конденсаторе, °С

Гидравлическое сопротивление конденсатора, МПа м вод. ст.

ТУ с

Жесткость конденсата турбины, Мкг-экв/л

Скорость падения вакуума, мм рт. ст/мин.

Разрежение, создаваемое эжектором, мм рт. ст.

12. Параметры плотности обратных и предохранительных клапанов:

ТУ к

Прирост мощности турбоагрегата при закрытых обратных клапанах (для турбин с поперечными связями), кВт

Прирост частоты вращения холостого хода при закрытых обратных клапанах (для турбин энергоблоков), с -1

Давление в камере отбора при срабатывании предохранительных клапанов, МПа (кгс/см 2)

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения:

ТУ с - технические условия на серийную продукцию;

ТУ к - технические условия на поставку конкретных турбин;

ЭХ - энергетические характеристики конкретной турбины;

ДП - документы по перемаркировке конкретной турбины;

*) - по результатам измерений или расчетов.

10 Требования к обеспечению безопасности

Требования безопасности к турбине паровой в эксплуатации должны соответствовать ГОСТ 24278 , ГОСТ 12.1.003 , а также техническим условиям на поставку турбин.

Все горячие поверхности должны быть изолированы. Температура наружного слоя изоляции при работе турбины не должна превышать 45 °С.

11 Оценка соответствия

11.1 Оценка соответствия соблюдения технических требований, объема и методов дефектования, способов ремонта, методов контроля и испытаний к составным частям и турбин в целом нормам и требованиям настоящего стандарта осуществляется в форме контроля в процессе ремонта и при приемке в эксплуатацию.

11.2 В процессе ремонта производится контроль за выполнением требований настоящего стандарта к составным частям и турбин в целом при производстве ремонтных работ, выполнении технологических операций ремонта и поузловых испытаниях.

При приемке в эксплуатацию отремонтированных турбин производится контроль результатов приемо-сдаточных испытаний, работы в период подконтрольной эксплуатации, показателей качества, установленных оценок качества отремонтированных турбин и выполненных ремонтных работ.

11.3 Результаты оценки соответствия характеризуются оценками качества отремонтированного турбин и выполненных ремонтных работ.

11.4 Контроль соблюдения норм и требований настоящего стандарта осуществляют органы (Департаменты, подразделения, службы), определяемые генерирующей компанией.

11.5 Контроль соблюдения норм и требований настоящего стандарта осуществляется по правилам и в порядке, установленном генерирующей компанией.

РЕМОНТПАРОВЫХТУРБИН.

ПРЕДИСЛОВИЕ

Большие задачи, стоящие перед работниками электростанций по бесперебойному обеспечению электрической и тепловой энергией непрерывно растущих потребностей народного хозяйства СССР, требуют повышения технического уровня эксплуатации, сокращения продолжительности ремонта и увеличения межремонтных сроков работы энергетического оборудования.

Паровые турбины являются одним из наиболее сложных видов современного энергетического оборудования; они работают в сложных условиях эксплуатации, вызванных большими скоростями вращающихся частей, большими напряжениями в металле, высокими давлениями и температурами пара, вибрациями и другими особенностями.

Условия работы турбоагрегатов особенно усложнились в связи с переходом на высокие (100 ат и 510° С) и сверхвысокие (170-255 ат и 550- 585° С) параметры пара и увеличенные единичные их мощности (300, 500, 800МВт); за счет ввода таких агрегатов в составе энергоблоков планируется и осуществляется в СССР дальнейшее развитие тепловых электрических станций.

Применение особых высококачественных легированных сталей для изготовления цилиндров, роторов, паропроводов, арматуры и крепежа, значительный рост габаритов, усложнение конструкций отдельных механизмов, узлов и деталей основного и вспомогательного оборудования, средств защиты и автоматики определяют особенности технологии и высокие требования к правильной организации и качественному выполнению ремонта современных паровых турбин.

Эти требования поставили перед ремонтниками ряд новых задач, с решением которых им не приходилось сталкиваться при ремонте паротурбинного оборудования низких и средних параметров пара. В настоящее время от персонала, занятого ремонтом паротурбинного оборудования электростанций, требуются не только хорошие знания конструкций и устройств турбины, понимание назначения отдельных узлов и деталей ремонтируемой установки, но и правильное применение при ремонтах металлов и материалов в соответствии с их назначением, свойствами и условиями работы, знание технологии производства разборочных и сборочных работ, знание допустимых изменений размеров деталей, положений и зазоров, умение определять степень и причины износов, выбирать правильные методы восстановления и т. д.

Такой комплекс знаний необходим не только для правильной организации ремонта, выявления и устранения отдельных износов, дефектов и недостатков, но и для полного восстановления надежности работы всех деталей, узлов, механизмов и турбоустановки в целом, что обусловливает длительную межремонтную эксплуатацию с высокими экономическими показателями.

При написании книги, чтобы она достаточно систематически и полно освещала указанные вопросы организации и технологии ремонта современного паротурбинного оборудования, автором использованы большой опыт работы электростанций и энергоремонтных предприятий, руководящие указания, инструктивные и информационные материалы директивных и специализированных организаций, личный опыт и различные литературные источники по отдельным вопросам технологии ремонта.

Содержание, расположение и изложение материала в предыдущих изданиях книги оказались удачными для усвоения и использования при ремонте; такой вывод явствует из рецензий на книгу, опубликованных в печати, и письменных отзывов, полученных автором. Исходя из этого, автор стремился, по возможности, сохранить структуру книги, круг охватываемых вопросов и соответствующий иллюстративный материал (рисунки, таблицы, схемы), который облегчает усвоение излагаемых технологических процессов.

Книга рассчитана на инженеров, техников, мастеров и бригадиров, под руководством которых выполняется ремонт и ведется эксплуатация паротурбинных установок электростанций. Такая книга, охватывающая широкий круг вопросов ремонта паровых турбин и предназначенная для большого круга читателей, конечно, не свободна от недостатков и неточностей. Автор надеется, что выход в свет настоящего, третьего издания книги, полностью переработанного с учетом новых конструкций оборудования и более совершенной технологии ремонта, будет встречен не менее благожелательно, чем первые издания, деловая критика которых помогла исправить многие замеченные недостатки.

Автор заранее признателен за все замечания по исправлению возможных недостатков и просит пожелания необходимых изменений и предложения относительно построения, полноты изложения и содержания книги направлять по адресу: Москва, В-420, Профсоюзная ул., д. 58,

корп.2, кв. 10.

В заключение автор считает своим долгом выразить глубокую благодарность инженерам С. И. Молоканову, Б. Б. Новикову, И. М. Вайсбланду и руководству Черепетской, Луганской и Каширской ГРЭС за деловую помощь в подборе материалов и предоставленные возможности детального ознакомления с технологией ремонта современных паротурбинных установок, инженерам В. И. Бункину, В. X. Бахрову и М. В. Попову за ряд ценных указаний по содержанию книги при ее просмотре в рукописи, а также А. А. Турбиной и Л. А. Молочек за большую помощь в подготовке книги к изданию.

В.Молочек.

Часть первая: ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1. ПЛАНИРОВАНИЕ, НОРМЫ И ДОКУМЕНТАЦИЯ.

1.1. СИСТЕМА ПЛАНОВОПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫХ РЕМОНТОВ.

Бесперебойная и экономичная эксплуатация оборудования электростанций является важнейшей народно-хозяйственной задачей. Решение этой задачи требует проведения таких организационных и технических мероприятий по уходу и надзору, обслуживанию и ремонту, которые обеспечивали бы длительное содержание оборудования в постоянно надежном рабочем состоянии при наилучших экономических показателях, без неплановых остановок на ремонт.

Практика эксплуатации электростанций показывает, что эффективное использование котлов, турбин, генераторов и другого оборудования может быть достигнуто только при правильной организации эксплуатации и систематическом проведении профилактических, текущих и капитальных ремонтов, измерений и испытаний. Такая система мероприятий дает возможность своевременно устранять неисправности и повреждения и предупреждать неплановые выходы из строя работающего оборудования, обеспечивает общее сокращение простоев оборудования, улучшает его эксплуатационные показатели и снижает затраты на ремонт оборудования.

Известны многие электростанции, которые правильной организацией эксплуатации и неуклонным проведением системы плановопредупредительных ремонтов добились изжития аварийных простоев и ремонтов и уже на протяжении многих лет работают безаварийно, с высокими показателями экономичности и большим числом часов использования оборудования в год.

Система планово-предупредительных ремонтов позволяет вести тщательную и своевременную подготовку к ремонту, обеспечивает проведение ремонта в короткие сроки и в такие периоды года, когда производство ремонта не сказывается на общем ходе эксплуатации и

на выполнении электростанцией производственного плана.

«Нормы простоя оборудования тепловых электростанций в планово-предупредительном ремонте», утвержденные в ноябре 1964 г., предусматривают три основных вида ремонта:

капитальный, расширенный текущий и текущий. Эти виды ремонта составляют одну общую неразрывную систему профилактики, направленную на поддержание оборудования в постоянно надежном эксплуатационном состоянии. Этими же нормами обусловлены сроки проведения и продолжительность простоев основных видов оборудования электростанций, в том числе турбоагрегатов при типовых ремонтах, в зависи-

мости от мощности, параметров пара и с учетом межремонтных кампаний.

Вопрос об увеличении продолжительности простоев при необходимости выполнения нетиповых работ при капитальном ремонте основного оборудования представляется на решение организации, утверждающей график ремонта.

Капитальным ремонтом называется ремонт со сложным технологическим процессом, связанным с полной разборкой турбоагрегата, со вскрытием цилиндров и выемкой роторов для выявления всех дефектов, определения причин преждевременного износа тех или иных деталей и устранением не только самих дефектов, но и причин, их вызывающих.

Если в отчетном году капитальный ремонт не производится, вместо него в этом году может производиться расширенный текущий ремонт, продолжительность которого по Нормам равна 0, 4 продолжительности простоя при типовом капитальном ремонте;

такая продолжительность обеспечивает возможность вскрытия одного из цилиндров турбины и производство текущего ремонта большим объемом ремонтных работ.

Текущим ремонтом называется ремонт, производимый без вскрытия цилиндров и направленный на ликвидацию выявленных в процессе эксплуатации дефектов, для поддержания оборудования в нормальном рабочем состоянии. При этом виде ремонта производится вскрытие, осмотр и чистка отдельных деталей и узлов турбоустановки от ржавчины и загрязнений (регулирование, маслоохладители, подшипники, конденсаторы, вспомогательные насосы и прочие устройства), проверка степени износа с заменой отдельных поврежденных деталей, ремонт арматуры и общая проверка состояния агрегата

Капитальный, расширенный текущий и текущий виды ремонта, как видно из сказанного выше, отличаются один от другого сложностью, трудоемкостью и объемом производимых работ. Несмотря на эти различия в части, касающейся организации, планирования, составления документации, заготовки запасных деталей, расстановки персонала, подготовки рабочих мест и самого хода работ, капитальные, расширенные текущие и текущие виды ремонта должны в принципе производиться одними и теми же способами и средствами, независимо от того, производятся ли эти ремонты силами ремонтного персонала турбинного цеха, ремонтного цеха электростанции или ремонтным предприятием энергосистемы

При такой системе всякий ремонт, потребовавший неплановой остановки турбоагрегата для устранения дефектов, неполадок или повреждений, неожиданно появившихся и угрожающих безопасной работе турбоагрегата или его вспомогательных устройств, должен рас-

сматриваться как вынужденный. Простои для проведения вынужденного ремонта включаются в общие нормативные сроки простоя турбинного оборудования в ремонте.

В то время как проведение плановых капитальных и текущих ремонтов полностью согласуется с режимом работы электростанции и поэтому не отражается на надежности энергоснабжения, вынужденные ремонты, производимые вне зависимости от режима работы электростанции, вызывают недовыработку электроэнергии и тепла. При отсутствии резерва в энергосистеме вынужденные ремонты ведут к расстройству нормального энергоснабжения потребителей.

Важную роль в повышении эффективности использования мощности, снижении затрат на ремонты оборудования и уменьшении численности ремонтного персонала играет установленная Нормами продолжительность межремонтной кампании. Для турбоагрегатов продолжительность межремонтных кампаний установлена 2-3 года и для блочных установок-2 года, в случае, если межремонтная кампания длится меньше 1,5 лет, простой турбоагрегата в капитальном ремонте сокращается на 12%, соответственно сокращается и общая продолжительность ремонта.

Удлинение межремонтной кампании зависит от состояния цилиндров, обойм, диафрагм, лопаточного аппарата, лабиринтовых уплотнений, упорных и опорных подшипников, конденсационной установки и других устройств турбоустановки

Общее число ремонтов в году по Нормам принято из следующего расчета:

1. Для блочных установок с начальным давлением пара у турбин 130 ат и выше. Один капитальный и три текущих ремонта или один расширенный текущий и три текущих ремонта.

2. Для паровых турбин с давлением пара 120 ат и ниже (исключая турбины ПТ50). Один капитальный и один текущий ремонт или один расширенный текущий и один текущий ремонт.

3. Для турбин Т 100 и турбин ПТ 50. Один капитальный и два текущих ремонта или один расширенный текущий и два текущих ремонта

Сроки и длительность первого капитального ремонта турбоустановки после ее монтажа и пуска в эксплуатацию Нормами не устанавливаются, срок этого ремонта определяется главным инженером электростанции и должен быть произведен не позже чем через 18 месяцев после ввода

в эксплуатацию. Длительность простоя зависит от фактического объема предстоящих работ и определяется организациями, утвердившими графики ремонта

Такой порядок установления срока и длительности первого капитального ремонта дает возможность перед переводом турбоустановки на 2-3-годичную межремонтную кампанию предварительно выявить и принять меры к устранению всех слабых мест, обнаруженных в период эксплуатации, а также осуществить такие меро-

приятия, которые позволят не производить ежегодного вскрытия проточной части турбоагрегата

1.2. РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ.

В связи с преимущественным вводом в

СССР турбин больших мощностей на высоких параметрах пара роль турбин среднего и низкого давления в общей выработке электроэнергии снижается с каждым годом. Тем не менее, на ряде электростанций, особенно в промышленности и коммунальных хозяйствах, имеются турбоустановки устаревших конструкций, которые по ряду причин не могут быть демонтированы в ближайшие годы; такие турбоустановки в большинстве случаев требуют модернизации или реконструкции отдельных элементов и узлов с учетом передового опыта эксплуатации, новых разработок и рационализаторских предложений.

Целеустремленное выполнение реконструкции и модернизации многих турбоустановок позволило полностью решить такие задачи как повышение надежности их работы, удлинение межремонтного периода, уменьшение времени простоев оборудования в ремонте, повышение экономичности эксплуатации, сокращение численности эксплуатационного и ремонтного персонала, сокращение материальных и финансовых затрат на эксплуатацию и ремонт оборудования.

Особенно необходимы реконструкция и модернизация тех турбоустановок отечественного

и зарубежного производств, которые из-за наличия органических дефектов отдельных узлов не могут быть переведены на удлиненную межремонтную кампанию или не могут обеспечить соответствующую экономичность эксплуатации турбоустановки.

К числу таких работ в первую очередь относятся следующие: замена рабочих лопаток, имеющих неудовлетворительную вибрационную характеристику и сильное коррозионное и эрозионное разъедание; реконструкция упорных подшипников для повышения устойчивости их работы; замена неудовлетворительно работающей системы регулирования; переделка конденсаторов с изменением расположения трубок и заменой сальниковых уплотнений трубок развальцовкой и др. В ряде случаев целесообразным оказывается перевод конденсационных турбин среднего и низкого давления на теплофикационный режим и использование тепла отработанного пара для целей теплофикации городов, населенных пунктов и промышленных предприятий.

Характер и объем работ по реконструкции

и модернизации определяются на основании предварительно разработанных проектов и анализа качественных показателей и технических возможностей производства указанных работ. Принято считать, что производство работ по реконструкции и модернизации целесообразно производить при условии, если они окупаются в 2-3 года.

Для проведения работ по реконструкции и модернизации обычно используются остановки

турбоагрегатов на капитальный ремонт. Необходимость проведения этих дополнительных работ в каждом отдельном случае определяется главным инженером электростанции и начальником турбинного цеха по согласованию с представителями завода-изготовителя или специализированных организаций (ЦКБ, ВТИ, ОРГРЭС).

Программа проведения и проект крупных работ по реконструкции, требующих удлинения срока проведения капитального ремонта, утверждаются вышестоящей организацией.

1.3. ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТОВ ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

В конце текущего года, не позднее сентября, турбинным или турбо-котельным цехом (в случае если эти цехи объединены совместно с ремонтным участком при централизованном ремонте) составляется ориентировочный календарный план капитальных и текущих ремонтов турбоагрегатов и их вспомогательного оборудования на следующий год.

Для удобства пользования этот план составляется только на основные крупные объекты оборудования цеха; для турбинного цеха этими объектами являются турбоагрегаты в целом, указываемые под своими станционными номерами; при этом предполагается, что данный турбоагрегат ремонтируется одновременно со всеми своими вспомогательными устройствами, механизмами и аппаратами.

При составлении плана за основу принимаются следующие данные: нормы простоя, годичный опыт работы оборудования, данные последних капитальных и текущих ремонтов, обеспеченность необходимыми запасными частями, оборудованием и материалами, а также данные промфинплана следующего года. В плане должны быть указаны: очередность ремонта и календарное время каждого простоя каждой турбоустановки, учитывающего предполагаемые объекты и объемы работ по ремонту и модернизации оборудования.

При составлении плана следует учитывать, что проведение всех основных ремонтных работ в течение нескольких летних месяцев (сезонность) имеет ряд серьезных недостатков, к числу которых следует отнести: неравномерную загрузку ремонтного персонала в течение года, большую перегрузку заготовительно-снабженческого аппарата, перегрузку механических мастерских электростанции, большой фронт работ при ограниченных сроках их проведения и др.

При составлении плана необходимо стремиться к равномерному проведению ремонтов на протяжении всего года; это достигается соответствующей расстановкой по времени ремонтов, как основного, так и вспомогательного оборудования цеха. На современных электростанциях, где установлено по 10-15 мощных турбоагрегатов, уже практически почти невозможно проведение капитальных ремонтов только в период летнего спада электрических нагрузок.

Согласно Правилам технической эксплуатации (ПТЭ) ремонт вспомогательных механизмов, непосредственно связанных с основными агрегатами, должен производиться одновременно с ремонтом последних; при наличии резерва в производительности вспомогательных механизмов допускается проведение их ремонта до вывода в капитальный ремонт основного агрегата.

К числу вспомогательных механизмов и устройств, допускающих производство раздельного их ремонта от основного оборудования, относятся: испарительные, паропреобразовательные, редукционно-увлажнительные установки, а также резервные насосы, эжекторы и другие механизмы и устройства агрегата, если они без остановки основного агрегата и без ущерба для надежности его работы могут быть отремонтированы в периоды года, менее напряженные по условиям ремонта и эксплуатации.

В отдельных случаях для указанных целей целесообразно проведение таких организационнотехнических мероприятий, которые позволили бы производить ремонт этих механизмов при работающем турбоагрегате без снижения мощности и надежности.

Еще одним источником разгрузки графика капитальных ремонтов турбоустановки, практикуемым на электростанциях, является возможность не при каждом капитальном ремонте вскрывать все цилиндры и вынимать все роторы данного турбоагрегата. Если недостаточная надежность лопаточного аппарата (лопатки не отстроены от резонанса) или другие причины заставляют при каждом капитальном ремонте вскрывать тот или иной цилиндр турбины, это не значит, что при этом одновременно должны вскрываться все цилиндры. Если практика эксплуатации и предыдущее вскрытие цилиндров показывают надежное состояние хотя бы одного из цилиндров (отсутствие дефектов конструкции и хорошее состояние проточной части), то нецелесообразно его вскрывать для профилактического осмотра при каждом капитальном ремонте, даже если этот ремонт производится только один раз в 2- 3 года.

При переносе сроков ремонта отдельных выделяемых объектов на другое время года или даже на период следующего капитального ремонта следует основательно продумать и проверить обеспечение безусловной надежности работы основного агрегата.

Сроки ремонта выделяемых объектов, не являющихся непосредственной частью вспомогательного оборудования того или иного турбоагрегата, заносятся в особый график, составляемый для всего оборудования цеха; ремонт этих объектов цеха планируется с расчетом выполнения в течение всего года, в периоды между ремонтами основных агрегатов.

Подобное раздельное планирование является важным организационным мероприятием, которое повышает ритмичность и качество ремонта, уменьшает потребность в ремонтном персонале, сокращает время простоев оборудования

в ремонте и облегчает работу инженернотехнического персонала по руководству работами и контролю за качеством их выполнения

Составленный цехом ориентировочный годовой план ремонта основного оборудования турбинного цеха поступает на рассмотрение плано- во-производственного отдела и руководства электростанции, где он увязывается с планом ремонта котлов и другого основного оборудования электростанции.

Составленный руководством электростанции годовой календарный план остановок на ремонты всего основного оборудования электростанции с пояснительной запиской, содержащей обоснование продолжительности, объемов и содержания остановок на ремонты, направляется в управление энергосистемы, где он подлежит утверждению за два месяца до начала года. Утвержденный годовой календарный план является для электростанции обязательным к исполнению заданием, любое изменение утвержденного графика капитальных ремонтов, вызывающее изменение величины находящейся в ремонте мощности, без разрешения управления энергосистемой не допускается.

Годовой план ремонта вспомогательного оборудования цеха, производимого на протяжении всего года в периоды между ремонтами основного оборудования, составляется цехом и увязывается по времени с планом ремонта основного оборудования, этот план окончательно утверждается главным инженером электростанции по согласованию с ремонтным предприятием, если последним выполняется ремонт и вспомогательного оборудования Для практического проведения в жизнь намеченных годовым планом ремонтных работ целесообразно на его основании составлять ежемесячные оперативные графики ремонтов: эти графики должны давать полную картину последовательности работы отдельных звеньев и бригад ремонтников и их загрузки на каждый день. Такие графики позволяют постоянно следить за ходом выполнения плана ремонта и за своевременным проведением необходимых подготовительных работ, обеспечивающих отсутствие простоев и полную загрузку ремонтного персонала вне зависимости от системы его подчиненности.

В целях повышения технического уровня эксплуатации и своевременного определения объемов предстоящих ремонтных работ, установления характера повреждений и ненормальностей в работе, которые подлежат устранению в период капитальных и текущих ремонтов, в турбинном цехе должна вестись точная запись всех работ по ремонту оборудования.

В первую очередь это относится к ведению эксплуатационных журналов; записи в них должны быть краткими и четкими. Нередко такие журналы заполняются небрежно, карандашами, многое в них перечеркнуто, имеются помарки и т.

д. Персонал должен понимать, что журналы, ведущиеся в процессе эксплуатации, являются основными отчетными документами, по которым можно судить не только об эксплуатации, но и о состоянии оборудования.

Для производства указанных записей в цехе должны содержаться примерно следующие журналы: 1) ремонтный журнал (на каждый отдельный агрегат или на группу одинаковых аппаратов и механизмов цеха) для записи всех обнаруживающихся по агрегатам и механизмам дефектов, неполадок и описания ремонтных работ, производимых при остановках агрегата или механизма на плановые и внеплановые текущие ремонты; 2) оперативный журнал для записи произведенных за смену операций, переключении и ремонтных работ; 3) журнал распоряжений для записи, имеющих постоянный характер или срок действия более суток, распоряжений вышестоящего технического персонала; 4) журнал дефектов и неполадок работы оборудования (общий на все оборудование цеха) для записи замеченных во время смены дефектов и неполадок работы оборудования, устранение которых не может быть произведено силами смены; 5) журналы проверок предохранительных выключателей, реле осевого сдвига, вакуум-реле и других автоматических защитных устройств основных агрегатов и вспомогательного оборудования цеха; 6) журнал проверок водяной и воздушной плотности конденсаторов по данным контроля качества конденсата, производимого химической лабораторией, и по данным периодически снимаемых кривых падения вакуума; 7) журнал температурных расширений, кривых выбега и вибраций для записи данных замеров вибрации отдельных подшипников, показаний приборов и контрольных указателей температурных расширений агрегата и кривых выбега, периодически снимаемых при остановках турбоагрегата; 8) журнал контроля качества работающих масел для записи (по каждому агрегату в отдельности) систематически производимых химической лабораторией анализов масел, дат введения в систему антиокислительных присадок, включения и выключения из работы центрифуги

и фильтр-пресса, количества откачиваемой или спускаемой из масляной системы воды, количества и времени добавок масла, дат произведенных чисток масляных систем с указанием способов чистки и, наконец, дат смены масла с указанием анализов смененного и вновь залитого масла.

На обложке или заглавном листе каждого журнала должно быть записано название журнала

и его назначение. На обороте заглавного листа или обложки должен быть приведен образец записи и помещены краткие указания, кто в журнале производит записи и кто их обязан контролировать. Журнал должен быть пронумерован и прошнурован, на последней странице должно быть записано общее число имеющихся в книге листов.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА, РЕМОНТНЫЕ СРЕДСТВА

И МАТЕРИАЛЫ .

2.1. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ФОРМЫ РЕМОНТА.

Основными формами организации ремонта турбинного оборудования является ремонт, производимый силами и средствами: 1) турбинного цеха; 2) объединенного ремонтного цеха электростанции или 3) специальных ремонтных организаций.

При цеховой организации ремонта руководство всеми ремонтными работами осуществляется инженерно-техническим персоналом турбинного цеха и ведется ремонтными силами и средствами, находящимися в подчинении цеха. Для этой цели в турбинном цехе мощной электростанции имеется несколько специализированных ремонтных участков, возглавляемых мастерами под общим руководством старшего турбинного мастера или заместителя начальника турбинного цеха по ремонту. Начальник цеха организует, руководит и отвечает как за эксплуатацию, так и за ремонт всего оборудования цеха.

При организации на электростанции единого ремонтного цеха ремонтный персонал всех цехов электростанции, за исключением электроцеха, объединяется в единый самостоятельный общестанционный ремонтно-механический цех, подчиненный непосредственно руководству электростанции. Этому цеху для проведения всех капитальных и текущих ремонтов оборудования, а также для устранения возникающих дефектов и проведения профилактических ремонтных работ, придаются конструкторская группа производст- венно-технического отдела (ПТО) и все ремонтные средства электростанции (цеховые мастерские, инструментальные кладовые, общестанционные механические мастерские, компрессорные, сварочные станции и другие подсобные хозяйства, находившиеся в пользовании цехового ремонтного персонала).

Организация централизованного ремонтного цеха с объединением ремонтного персонала и всех ремонтных средств электростанции в единую службу ремонта улучшает организационную структуру электростанции с блочными установками, увеличивает возможности маневрирования ремонтным персоналом и повышает мощность механических мастерских.

При организации единого ремонтного цеха у руководства турбинного или объединенного котлотурбинного цеха, не имеющих ремонтного персонала, появляются большие возможности не только усилить контроль за качеством проведения ремонтных работ, но также заниматься вопросами повышения общей культуры производства, улучшения качественных показателей эксплуатации (надежность и экономичность), повышения квалификации эксплуатационного персонала и др.

В этих условиях заводы-изготовители и специализированные ремонтные предприятия

обычно привлекаются только для проведения крупных специальных и сложных ремонтов и работ по реконструкции и модернизации.

К числу работ, к выполнению которых электростанциям следует привлекать ремонтные предприятия энергосистем или другие специализированные ремонтные организации, вне зависимости от организационных форм ремонта, относятся такие крупные специальные работы, выполняемые при капитальных ремонтах, как-то: правка роторов, снятие и насадка дисков, смена рабочих и направляющих лопаток, вибрационная настройка лопаточного аппарата, замена диафрагм, концевых уплотнений, соединительных муфт, перезаливка подшипников, перецентровка агрегатов, динамическая балансировка роторов на станках и в собранной турбине, устранение повышенной вибрации, шабровка разъемов цилиндров, ремонт и наладка регулирования, реконструкция конденсаторов и другие трудоемкие работы, требующие высокой квалификации исполнителей.

Необходимость привлечения для указанных работ других организаций диктуется тем, что каждая электростанция в отдельности не может содержать достаточное количество ремонтного персонала, имеющего опыт проведения таких редко встречающихся в ее практике работ; в то же время ремонтные предприятия энергосистем и Союзэнергоремонта, деятельность которых распространяется на многие электростанции, имеют и большой опыт и практические возможности для квалифицированного проведения указанных работ, часто повторяющихся в их практике.

В зависимости от сложности и объема ремонтных работ с ремонтными предприятиями и организациями заключаются соответствующие договоры:

а) на техническую помощь, когда привлекаемая ремонтная организация осуществляет техническое руководство при выполнении различных сложных работ по ремонту или реконструкции (шефская помощь);

б) на узловой ремонт, когда ремонтная организация производит своими силами специализированный ремонт или реконструкцию отдельных узлов турбины со сложными технологическими операциями, например, по замене лопаток, диафрагм, трубок конденсаторов, по реконструкции и наладке системы регулирования, по исследованию причин и устранению повышенной вибрации агрегатов и другим специализированным работам;

в) на агрегатный ремонт, когда ремонтная организация принимает на себя все работы по капитальному ремонту и реконструкции турбоагрегата.

Привлекая в качестве подрядчиков ремонтные организации, ремонтный цех электростанции несет определенные обязанности по

организации работ подрядчика и контролирует их производство. Электростанция обеспечивает подрядчика электроэнергией, сжатым воздухом и водой и производит в своих лабораториях химические и металлографические анализы по заявкам подрядчика.

На обязанности электростанции лежит также обеспечение пожарной безопасности и сохранности оборудования, находящегося в ремонте, в периоды перерывов в работе (в ночное время и в праздничные дни). Кроме того, электростанция обеспечивает необходимую после ремонта масляной системы замену турбинного масла, устройство лесов и подмостей, требующихся подрядчику, а также выполняет изолировочные, штукатурные и другие работы по объектам ремонта, выполняемого подрядчиком.

Еще более прогрессивной формой организации ремонта в условиях непрерывного роста числа и единичной мощности электростанции является централизация ремонта в пределах энергосистемы. Такая организационная форма уже получила определенное развитие и применение в энергосистемах и на электростанциях СССР.

Такая централизация требует применения новых организационных форм привлечения специализированных предприятий, ремонтных предприятий и механических заводов энергосистем (ЦПРП и ЦРМЗ) к ремонту оборудования электростанций, оснащенных мощными котлотурбинными блоками.

Наиболее прогрессивными и эффективными формами организации централизованного ремонта являются следующие:

1. Организация в цехе электростанции постоянного ремонтного участка ЦПРП, который комплектуется в основном за счет передаваемого ему полностью ремонтного персонала цеха; ремонтному участку передаются находящиеся в ведении цеха мастерские, инструментальные, такелажные приспособления и инвентарь, а также предоставляется право пользования измерительными приборами и аппаратурой электростанции для проведения ремонтных и профилактических испытаний и измерений.

Задачей ремонтного участка ЦПРП является проведение своими силами на договорных началах капитальных, текущих и вынужденных ремонтов, а также проведение работ по реконструкции и модернизации оборудования, направленных на повышение экономичности и надежности эксплуатации. Двусторонний договор между электростанцией и ЦПРП на производство полного ремонтного обслуживания цеха заключается ежегодно и является документальным основанием для финансовых расчетов между ними.

При такой организации комплексного ремонта всего оборудования турбинного цеха для полного обеспечения правильных взаимоотношений между электростанцией и ЦПРП,

а также для удовлетворения всех ремонтных нужд цеха, возникающих в процессе эксплуатации и в первую очередь тех, которые могут влиять на бесперебойность эксплуатации, ре-

монтный участок ЦПРП оперативно подчиняется турбинному или котлотурбинному цеху. Руководство турбинного цеха осуществляет технический надзор и контроль за выполнением работ; прием того или иного агрегата из ремонта и оформление соответствующих документов производятся представителями цеха совместно с представителями ремонтного участка; ими же устанавливаются сроки устранения ремонтным участком дефектов оборудования, являющихся следствием плохого качества ремонта.

Инженерно-технический состав ремонтного участка ЦПРП обязан производить систематический контроль за работой закрепленного за ним оборудования с целью выявления и своевременного устранения дефектов и неисправностей и составления совместно с эксплуатационными инженерно-техническими работниками ведомостей объема работ на предстоящие ремонты.

2. Ремонтному участку ЦПРП передается не весь ремонтный персонал цеха. Небольшая часть ремонтного персонала оставляется в непосредственном подчинении цеха для повседневного выполнения мелких работ, возникающих в процессе эксплуатации, и для ремонта оборудования, не передаваемого для централизованного ремонта. Основные виды ремонтных работ, такие как капитальные, текущие и вынужденные ремонты и работы по реконструкции, проводятся ремонтным участком ЦПРП, как и при первой форме организации ремонтов, в объемах и в сроки по годовым планам вывода оборудования в ремонт.

Годовой план ремонта составляется цехом по согласованию с ремонтным участком, но это, конечно, не значит, что очередность и сроки выполнения работ не могут быть изменены по условиям режима эксплуатации электростанции; эти изменения производятся при своевременном предупреждении об этом ремонтного участка ЦПРП.

Такая организация более оперативно обеспечивает выполнение ремонтных работ по безотлагательному устранению мелких дефектов, возникающих в процессе эксплуатации оборудования, не отрывает ремонтный участок ЦПРП от выполнения плановых работ, а наличие небольшого количества ремонтного персонала в составе цеха не оказывает существенного влияния на общие затраты по ремонту, так как этот персонал имеет достаточную повседневную загрузку.

При указанных формах организации централизованного ремонта диспетчерские заявки на вывод в ремонт основного оборудования и внутристанционные заявки на вывод вспомогательного оборудования оформляет цех; ремонтный участок ЦПРП приступает к производству работ только после получения наряда и оформления допуска на производство работ согласно Правилам технической эксплуатации.

Эксплуатационный персонал цеха обязан контролировать все стадии ремонта и имеет право приостановить работу ремонтного участка ЦПРП при нарушении последним в процессе ремонта

тех или иных технических и технологических норм и правил производства работ.

Организация централизованного комплексного ремонта дает наибольший технико-эко- номический эффект в том случае, если ремонтное предприятие имеет квалифицированные ремонтные кадры, хорошо оснащенные ремонтные мастерские, лабораторию металлов, производственную базу для изготовления средств малой механизации и ремонтной оснастки, хорошо укомплектовано ремонтными контрольноизмерительными приборами и инструментами, имеет обменный фонд и специализированные производства для ремонта и испытания отдельных механизмов, узлов и деталей турбоагрегатов для восстановления обменного фонда.

В этом случае электростанции отправляют подлежащие ремонту, дефектные и изношенные механизмы, арматуру и отдельные узлы и детали на указанные специальные производства ЦПРП и получают обратно из имеющихся в резерве на этих производствах готовые, уже отремонтированные и испытанные в заводских условиях механизмы и прочее оборудование с паспортами, гарантирующими их качество. Таким образом, эти производства, где производительность труда

и качество выполнения работы должны соответствовать заводским и быть значительно выше, чем при выполнении в условиях электростанций, должны стать базой для восстановления, накопления и хранения запасных деталей, узлов, арматуры и механизмов однотипного оборудования, установленного на электростанциях энергосистемы, обслуживаемой ЦПРП.

Ремонтное предприятие планирует и размещает заказы на запасные части и ремонтные материалы, их получение и хранение, поэтому должно иметь свою материально-техническую центральную базу для хранения и комплектования запасных частей, материалов, инструмента, подъемно-транспортных механизмов и пр. Территориально эта база, также как и центральные мастерские ЦПРП, может быть размещена на одной из электростанций энергосистемы.

Кроме указанного, ремонтное предприятие должно иметь проектно-конструкторское и технологическое бюро (КТБ) для разработки передовой технологии, новых методов и графиков ремонта, производства работ по реконструкции, обмена опытом, информационными материалами

и отчетами по ремонту, применения и разработки новых прогрессивных ремонтных приспособлений, инструментов и средств малой механизации.

Без такой большой организационной и хозяйственной подготовки, без технической базы и надлежащего уровня организации ремонтного предприятия переход на централизованный комплексный ремонт силами этого предприятия не может дать должного технико-экономического эффекта.

При создании указанных условий организация комплексного централизованного ремонта силами и средствами специализированных энергоремонтных предприятий и организаций обеспе-

чит повышение технико-экономических показателей ремонта за счет:

ведения ремонта по заранее разработанным единым технологическим процессам, что создает условия для повышения культуры и качества ремонта;

улучшения подготовки и переподготовки кадров, значительного повышения квалификации и специализации ремонтных коллективов;

сокращения необходимого резервного количества запасных частей и других материальных ценностей в связи с централизацией заказов и централизованным их хранением;

широкого применения средств механизации и повышения уровня ремонтного производства;

внедрения прогрессивных индустриальных методов производства ремонтов, которые. должны сводиться в основном к разборке и сборке оборудования и замене изношенных механизмов, узлов и деталей резервными, уже отремонтированными и проверенными. Это достигается при обеспечении ремонта механизмами обменного фонда, запасными частями, ремонтными комплектами, деталями нулевого этапа (литье и поковки с технологическими припусками на обработку), крепежом, арматурой, унифицированными изделиями производственной оснасткой и приспособлениями;

уменьшения общей численности ремонтного персонала за счет указанных мероприятийи имеющихся больших возможностей маневрирования квалифицированной рабочей силой.

2.2. РЕМОНТНЫЙ ПЕРСОНАЛ.

В зависимости от организационных форм всякий ремонт оборудования цеха производится под руководством начальника цеха или начальника ремонтного участка ЦПРП имеющимися в их распоряжении силами и ремонтными средствами с использованием соответствующих подсобных служб и цехов электростанции.

Подготовка и проведение ремонта оборудования осуществляются силами специального ремонтного и подсобного персонала, количество и квалификация которого определяются объемом, видом и точностью работ, производимых в цехе в намеченные планом сроки.

Годовой объем работ по ремонту всего оборудования цеха может быть подсчитан по годовым графикам ремонта и затратам рабочего времени на выполнение объема работ, намеченного на каждый месяц; эти данные, с учетом применения средств новой ремонтной техники, позволяют подсчитать общую потребность в ремонтном персонале по количеству и квалификации.

Общая схема организации ремонтной части определяется, исходя из твердого прикрепления ИТР к важнейшим участкам ремонта, что способствует повышению их ответственности, уровня технического надзора и инструктажа ремонтного состава.

Руководитель организации-разработчика ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»
Генеральный директор	подпись	А.В. Гондарь
Руководитель разработки
Заместитель генерального директора	подпись	Ю.В. Трофимов
Исполнители
Главный специалист	подпись	Ю.П. Косинов
Главный конструктор проекта	подпись	Обслуживание ТЗА можно разделить на следующие этапы: Подготовка турбины к действию и пуск; Обслуживание во время работы; Вывод из действия и осушение; Наблюдение за турбиной во время бездействия. Подготовка турбоагрегата к действию Подготовка парового турбоагрегата к прогреванию начинается с проверки состояния агрегата и обслуживающих систем. Для этого необходимо выполнить следующие действия: Подготовить турбины и зубчатые передачи, т.е. произвести осмотр турбин и зубчатых передач и убедиться в наличии всех штатных контрольно-измерительных приборов и их исправности. Проверить состояние указателей расширения корпусов и скользящих опор. Произвести замеры осевого и радиального положения валов и осевого положения корпусов. Подготовить и ввести в действие масляную систему. Для этого необходимо: Удалить отстоявшуюся воду и шлам из масляных цистерн; Проверить уровень масла в сточных и напорных гравитационных цистернах; В случае низкой температуры масла подогреть его до 30…35 0 С , при этом следить за тем, чтобы давление греющего пара не превышало 0,11…0,115 МПа ; Запустить масляный сепаратор и ввести его в действие; Подготовить к работе фильтры и маслоохладитель, открыть соответствующие клапаны и клинкеты; Подготовить к пуску и запустить масляный насос; Открыв воздушные краники на фильтре, маслоохладители на всех крышках подшипников турбин и зубчатой передачи, выпустить воздух и проверить заполнение масляной системы маслом; Проверить поступление масла на смазывание зубьев зубчатой передачи, при необходимости открыв для этого смотровые лючки; Убедиться, что давление в системах смазывания и регулирования соответствует значениям, указанным в инструкции; Убедиться в отсутствии утечек масла из системы; Понижением уровня масла проверить исправность сигнального устройства; После запуска циркуляционного насоса открыть клапаны циркуляционной воды у маслоохладителя, проверить циркуляцию воды; Проверить исправность действия терморегуляторов; Убедиться в наличии достаточного перелива масла из напорной гравитационной цистерны. Подготовить к работе валоповоротное устройство; Произвести осмотр и подготовку валопровода; При подготовке валопровода к проворачиванию необходимо: Проверить отсутствие посторонних предметов на валопроводе; Отжать тормоз валопровода; При необходимости ослабить дейдвудный сальник; Проверить и подготовить к работе систему охлаждения подшипников; Проверить и убедиться в нормальном натяжении цепи привода к датчику тахометра; Подготовить и включить валоповоротное устройство; О включении валоповоротного устройства, на посту управления повесить табличку ВАЛОПОВОРОТНОЕ УСТРОЙСТВО ВКЛЮЧЕНО. Для пробного проворачивания турбоагрегата ВПУ необходимо получить разрешение вахтенного помощника капитана. Произвести проворачивание на 1 и 1/3 оборота гребного винта на передний и задний ход. При этом наблюдать по амперметру за мощностью, потребляемой электродвигателем валоповоротного устройства и тщательно прослушивая турбину и зубчатую передачу. Превышение нагрузки допустимого значения свидетельствует о наличии неисправности, которая должна быть устранена. Подготовить паропровод и систему управления, сигнализации и защиты; Подготовка заключается в проверке работы паровых клапанов на открытие и закрытие при отсутствии пара в паропроводах: Проверить, закрыты ли клапаны отбора пара из турбин; Открыть клапаны продувания; Открыть-закрыть быстрозапорный, маневровый и сопловые клапаны, чтобы убедится в исправности их действия; Произвести наружный осмотр редукционных и предохранительных клапанов; После подачи масла в систему регулирования выключить вакуум-реле, открыть быстрозапорный клапан, проверить его действие выключением от руки, понижением давления масла, а также воздействием на реле осевого сдвига, после чего оставить клапан закрытым и включить вакуум-реле; Открыть клапаны продувания ресиверов, быстрозапорного и маневрового клапанов, паровой коробки и камер штоков сопловых клапанов; Перед прогреванием турбин, прогреть и продуть главный паропровод до быстрозапорного клапана через специальный трубопровод прогревания или медленным открытием главных разобщительных клапанов, постепенно повышая давление в паропроводе по мере прогревания. Подготовить конденсационную систему и главный конденсатор; для этого необходимо: Открыть приемный и отливной клинкеты (или клапаны) циркуляционного насоса, запустить главный циркуляционный насос; Открыть воздушные краники на водяной части главного конденсатора, закрыв их после того, как из них пойдет сплошной струей вода; Проверить и убедится, что спускные клапаны водяной стороны конденсатора и циркуляционного насоса закрыты; Заполнить сборник конденсата главного конденсатора питательной водой до половины водомерного стекла; Подготовить к действию автоматику поддержания уровня конденсата в конденсаторе; Проверить открытие клапанов на магистрали конденсата, поступающего к холодильникам (конденсаторам) эжекторов; Открыть клапан на трубопроводе обратной циркуляции; Пустить конденсатный насос, после чего открыть клапан на его напорном трубопроводе; Проверить работу регулятора уровня конденсата в конденсаторе. Прогреть паровые турбины. Прогревание турбин начинают с подачи пара к концевым уплотнениям турбин, подготавливают и включают в работу главный пароструйный эжектор, тем самым поднимают вакуум в конденсаторе. Включают в действие автоматику поддержания давления в системе управления. Поднимают вакуум до полного для проверки плотности системы после чего снижают до величины, установленной заводом производителем. В процессе подъема вакуума проворачивают роторы турбин валоповоротным устройством. Для прогревания турбин главных турбозубчатых агрегатов применяется три способа прогревания: Первый- прогревание турбин при вращении ротора рабочим паром на стоянке; Второй- прогревание турбин при вращении роторов валоповоротным устройством; Третий- комбинированный, при котором вначале прогревание ведется при вращении ротора валоповоротным устройством, а затем, получив разрешение с командного мостика, дают пробные обороты рабочим паром турбин на передний ход. При этом внимательно прослушивают турбины, зубчатые зацепления и подшипники. Проверяют давление пара при страгивании турбин, которое не должно превышать значений, указанных в инструкции. Меняют направление вращения турбин с переднего хода на задний, с помощью маневрового клапана и опять прослушивают все элементы ТЗА. После окончания процесса прогревания турбин переводят циркуляционный конденсатный и масляный насос на нормальный эксплуатационный режим работы и поднимают вакуум в главном конденсаторе до рабочего значения. При этом надо иметь в виду, что роторы турбин могут оставаться неподвижными, после подачи пара к уплотнениям не более 5…7 минут. Проверить блокировку, исключающую возможность пуска агрегата в ход при включенном валоповоротном устройстве. Произвести процесс пробного проворачивания ТЗА. При пробном проворачивании турбоагрегатов валоповоротным устройством необходимо убедится, что: Быстрозапорный клапан (БЗК) закрыт; Маневровые клапаны турбины закрыты; Автоблокировка валоповоротного устройства, если она имеется, не позволяет открыть БЗК давлением масла. В процессе пробного проворачивания турбоагрегата валоповоротным устройством необходимо выполнить следующие действия: Провернуть валы турбоагрегата, тщательно прослушивая при этом турбины и зубчатую передачу; Пробное проворачивание производить не менее чем на один оборот гребного вала на передний и задний ход; Следить за силой тока потребляемого валоповоротным устройством и в случае превышения нормального значения или резком колебании силы тока немедленно остановить валоповоротное устройство до выяснения причин и устранения неисправностей. При проворачивании ГТЗА ВПУ возможно, что электродвигатель валоповоротного устройства при страгивании и проворачивании ГТЗА имеет повышенную нагрузку или резкие колебания. Это может происходить по следующим причинам: Возможно задевание внутри турбины в облопатывании или в уплотнении, задевание в зубчатой передаче во время проворачивания ГТЗА, при этом слышен характерный звук. В этом случае необходимо вскрыть горловины и прослушать изнутри, проверить осевые и радиальные зазоры как в проточной части, так и в подшипниках. При обнаружении недопустимых просадок или разбегов, дефектов проточной части турбины вскрыть корпус или редуктор и устранить дефекты. В турбине слышен характерный при наличии воды звук, скопление воды в корпусе турбины, переполнение главного конденсатора. Для их устранения необходимо открыть продувание турбины, удалить воду, довести уровень в главном конденсаторе до нормального. Возможно заедание внутри кинематической схемы ВПУ. В этом случае необходимо отключить ВПУ, проверить кинематическую схему и устранить заедание. Возможно нарушение работы электродвигателя. В этом случае надо проверить подшипники и электрическую схему и устранить неисправность. Зажат тормоз. Намотан трос на винт. В процессе прогревания турбин запрещается применять следующие процедуры: Снижать вакуум в конденсаторе за счет уменьшения подачи пара на уплотнения; Держать открытыми БЗК и маневровые клапаны при проворачивании ГТЗА валоповоротным устройством. По окончании прогревания турбин необходимо выполнить следующие действия: Произвести пробные пуски турбоагрегата со всех постов управления; Убедиться в правильности действия системы дистанционного управления. В процессе пробных оборотов ГТЗА возможно, что турбина не страгивается при допустимой величине давления пара. Это возможно по следующим причинам: Не достаточен вакуум в главном конденсаторе; Тепловой прогиб ротора турбины в результате местного охлаждения во время стоянки с прогретым ГТЗА и нарушение режима проворачивания. В этом случае следует вывести турбинную установку из действия, дать турбине постепенно остыть. Для равномерного остывания необходимо закрыть приемные и отливные клинкеты главного конденсатора, удалить из него охлаждающую воду. После проворачивания ГТЗА ВПУ ввести установку в действие. При открытии сопловых клапанов происходит падение давления в главном паропроводе. В этом случае возможна неисправность клапанов на главном паропроводе или они не полностью открыты. СТО 70238424.27.040.008-2009 СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП "ИНВЭЛ" ТУРБИНЫ ПАРОВЫЕ ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ ОКС 03.080.10 03.120 27.040 ОКП 31 1111 1 Дата введения 2010-01-11 Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. "О техническом регулировании" , а правила разработки и применения стандартов организации - ГОСТ Р 1.4-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения" Настоящий стандарт определяет технические требования к ремонту турбин паровых стационарных и требования к качеству отремонтированных турбин. Стандарт разработан в соответствии с требованиями к стандартам организаций электроэнергетики "Технические условия на капитальный ремонт оборудования электростанций. Нормы и требования", установленными в разделе 7 СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования. Добровольное применение настоящего стандарта, совместно с другими стандартами организации НП "ИНВЭЛ" позволит обеспечить выполнение обязательных требований, установленных в технических регламентах по безопасности технических систем, установок и оборудования электрических станций. Сведения о стандарте 1 РАЗРАБОТАН Закрытым акционерным обществом "Центральное конструкторское бюро Энергоремонт" (ЗАО "ЦКБ Энергоремонт") 2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП "ИНВЭЛ" 3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП "ИНВЭЛ" от 18.12.2009 N 93 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ 1 Область применения 1 Область применения Настоящий стандарт: - определяет технические нормы и требования к ремонту турбин паровых стационарных для тепловых электростанций, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта; - устанавливает: - технические требования, объем и методы дефектования, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбин паровых стационарных в целом в процессе ремонта и после ремонта; - объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных паровых стационарных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта; - распространяется на капитальный ремонт турбин паровых стационарных; - предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций. 2 Нормативные ссылки В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы: Федеральный закон РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом регулировании" ГОСТ 4.424-86 Система показателей качества продукции. Турбины паровые стационарные. Номенклатура показателей ГОСТ 8.050-73 Нормативные условия выполнения линейных и угловых измерений ГОСТ 8.051-81 Погрешности, допускаемые при измерении линейных размеров до 500 мм ГОСТ 12.1.003-83 Шум. Общие требования безопасности ГОСТ 27.002-89 * Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ________________ ГОСТ Р 27.002-2009 ГОСТ 162-90 Штангенглубиномеры. Технические условия ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические требования ГОСТ 520-2002 * Подшипники качения. Общие технические условия ________________ * На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 520-2011 , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных. ГОСТ 577-68 Индикаторы часового типа с ценой деления 0,01 мм. Технические условия ГОСТ 868-82 Нутромеры индикаторные с ценой деления 0,01 мм. Технические условия ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия ГОСТ 6507-90 Микрометры. Технические условия ГОСТ 8026-92 Линейки поверочные. Технические условия ГОСТ 9038-90 Меры длины концевые плоскопараллельные. Технические условия ГОСТ 9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие технические условия ГОСТ 10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия ГОСТ 10905-86 Плиты поверочные и разметочные. Технические условия ГОСТ 11098-75 Скобы с отсчетным устройством. Технические условия ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения ГОСТ 23677-79 Твердомеры для металлов. Общие технические условия ГОСТ 24278-89 Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования ГОСТ 25364-97 Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений ГОСТ 25706-83 Лупы. Типы, основные параметры. Общие технические требования СТО 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования. СТО 70238424.27.100.011-2008 Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования СТО 70238424.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования СТО 70238424.27.040.007-2009 Паротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку. 3 Термины, определения, обозначения и сокращения 3.1 Термины и определения В настоящем стандарте применены понятия по Федеральному закону РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом регулировании" , термины по ГОСТ 15467 , ГОСТ 16504 , ГОСТ 18322 , ГОСТ 27.002 , СТО 70238424.27.010.001-2008 , а также следующие термины с соответствующими определениями: 3.1.1 характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте характеристики физические (механические, электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность...). 3.1.2 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы, вытекающая из требований. 3.1.3 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям, установленным в нормативной и технической документации. 3.1.4 качество ремонта оборудования: Степень выполнения требований, установленных в нормативной и технической документации, при реализации комплекса операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования или его составных частей. 3.1.5 оценка качества ремонта оборудования: Установление степени соответствия результатов, полученных при освидетельствовании, дефектовании, контроле и испытаниях после устранения дефектов, характеристикам качества оборудования, установленным в нормативной и технической документации. 3.1.6 технические условия на капитальный ремонт: Нормативный документ, содержащий требования к дефектованию изделия и его составных частей, способы ремонта для устранения дефектов, технические требования, значения показателей и нормы качества, которым должно удовлетворять изделие после капитального ремонта, требования к контролю и испытаниям оборудования в процессе ремонта и после ремонта. 3.2 Обозначения и сокращения В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения: ВД - высокое давление; КПД - коэффициент полезного действия; НД - низкое давление; НТД - нормативная и техническая документация; РВД - ротор высокого давления; РНД - ротор низкого давления; РСД - ротор среднего давления; СД - среднее давление; УЗК - ультразвуковой контроль; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; ЦСД - цилиндр среднего давления. 4 Общие положения 4.1 Подготовка турбин паровых стационарных (далее турбин) к ремонту, вывод в ремонт, производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны осуществляться в соответствии СТО 70238424.27.100.017-2009 . Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены в СТО 70238424.27.100.006-2008 . 4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных турбин. Порядок проведения оценки качества ремонта турбин устанавливается в соответствии с СТО 70238424.27.100.012-2008 . 4.3 Требования настоящего стандарта, кроме капитального, могут быть использованы при среднем и текущем ремонтах турбин. При этом учитываются следующие особенности их применения: - требования к составным частям и турбинам в целом в процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ; - требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта при среднем ремонте применяются в полном объеме; - требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбин с их нормативными значениями и значениями до ремонта при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным для установления работоспособности турбин. 4.4 При расхождении требований настоящего стандарта с требованиями других НТД, выпущенных до введения в действие настоящего стандарта, необходимо руководствоваться требованиями настоящего стандарта. При внесении предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию на турбину и при выпуске нормативных документов органов государственного надзора, которые повлекут за собой изменение требований к отремонтированным составным частям и турбине в целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в настоящий стандарт. 4.5 Требования настоящего стандарта распространяются на капитальный ремонт турбины паровой стационарной в течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку турбин или в других нормативных документах. При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации турбин сверх полного срока службы, требования настоящего стандарта применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации. 5 Общие технические сведения 5.1 Типы турбин паровых, их конструктивные характеристики, рабочие параметры и назначение должны соответствовать ГОСТ 24278 и техническим условиям на турбины. 5.2 Стандарт разработан на основе технических условий на капитальный ремонт турбин типа К, Т, ПТ, Р, КТ по ГОСТ 24278 , а также технических условий на серийную продукцию заводов-изготовителей. 6 Общие технические требования 6.1 Требования настоящего раздела применяются совместно с общими техническими требованиями, установленными в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины. 6.2 Требования к метрологическому обеспечению ремонта турбин: - средства измерений, применяемые при измерительном контроле и испытаниях, не должны иметь погрешностей, превышающих установленные ГОСТ 8.051 с учетом требований ГОСТ 8.050 ; - средства измерений, применяемые при измерительном контроле и испытаниях, должны быть проверены в установленном порядке и пригодны к эксплуатации; - нестандартизованные средства измерений должны быть аттестованы; - допускается замена средств измерений, предусмотренных в НТД на ремонт, если при этом не увеличивается погрешность измерений и соблюдаются требования безопасности выполнения работ; - допускается применение дополнительных вспомогательных средств контроля, расширяющих возможности технического осмотра, измерительного контроля и неразрушающих испытаний, не предусмотренных в НТД на ремонт, если их использование повышает эффективность технического контроля. 6.3 При разборке турбины должна быть проверена маркировка составных частей, а при отсутствии - нанесена новая или дополнительная. Место и способ маркировки должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины. 6.4 До и при разборке турбины должны быть проведены измерения, устанавливающие взаимное положение составных частей. После сборки взаимное положение составных частей должно соответствовать требованиям НТД на конкретную турбину. 6.5 Способы разборки (сборки), очистки, применяемый инструмент и условия временного хранения составных частей должны исключать их повреждение. 6.6 При разборке (сборке) составных частей должны быть приняты меры по временному креплению освобождаемых деталей во избежание их падения и недопустимого перемещения. 6.7 Обнаруженные при разборке турбины посторонние предметы, продукты истирания не допускается удалять до установления причин попадания (образования) или до составления карты их расположения. 6.8 Составные части турбины должны быть очищены. Для очистки (мойки) составных частей должны применяться очищающие (моющие) средства и способы, допущенные для применения в отрасли. При мойке недопустимо отслоение, помутнение, растворение покрытия. 6.9 Допускается не разбирать составные части для контроля посадок с натягом, если в собранном виде не установлено ослабление посадки. 6.10 Проемы, полости и отверстия, которые открываются или образуются при разборке турбины и ее составных частей, должны быть защищены от попадания посторонних предметов. 6.11 Детали резьбовых соединений, в том числе детали стопорения от самоотвинчивания, должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя. 6.12 Не допускается использование деталей резьбовых соединений, если имеются следующие дефекты: - забоины, задиры, надломы, выкрашивания и срывы резьбы, коррозионные изъязвления рабочей части резьбы на длине более одного витка; - односторонний зазор более 1,75% от размера "под ключ" между опорной поверхностью головки болта (гайки) и поверхностью деталей после установки болта (гайки) до касания с деталью; - повреждения головок болтов (гаек) и шлицев в винтах, препятствующие завинчиванию с необходимыми усилиями; - пониженная (повышенная) твердость крепежных изделий. 6.13 Моменты затяжки резьбовых соединений должны соответствовать приведенным в конструкторской документации завода-изготовителя и нормативной документации на ремонт конкретного типа турбин. 6.14 Допускается уменьшение диаметра ненарезанной части болтов (шпилек) не более, чем на 3% от номинального. 6.15 Шпильки должны быть завернуты в резьбовые отверстия до упора. Не допускается деформировать шпильки при надевании на них деталей. 6.16 Болты (гайки) фланцевых соединений должны быть равномерно затянуты. Последовательность затяжки устанавливается технологической ремонтной документацией и инструкциями завода-изготовителя. 6.17 Не допускаются к повторному использованию пружинные шайбы, если высота развода концов менее 1,65 толщины шайбы. Не допускается повторное использование шплинтов. 6.18 Стопорные шайбы допускается использовать повторно с загибом на головку болт (гайку) "нового угла" и удалением деформированного. 6.19 Цилиндрические штифты должны быть заменены, если посадка не соответствует конструкторской документации завода-изготовителя. Конические штифты должны быть заменены, если плоскость наибольшего диаметра штифта заглубляется ниже плоскости детали более 10% ее толщины. Цилиндрические и конические штифты должны быть заменены, если на их рабочей поверхности имеются задиры, забоины, коррозионные изъязвления на площади, превышающей 20% площади сопряжения и (или) резьбовая часть имеет повреждения, указанные в п.6.11. 6.20 При установке уплотняющих колец из эластичного материала не допускается растяжение их по внутреннему диаметру более 5% от первоначального. 6.21 Уплотняющие детали из резиновых шнуров (кроме кремнеорганических), уплотняющие (изолирующие) детали из волокнистых и прессованных материалов должны иметь клеевое соединение с одной из уплотняемых поверхностей, если конструкторской документацией не предусмотрено иное. 6.22 При установке уплотняющих деталей не допускается перекрытие ими проходного сечения уплотняемых отверстий и каналов. 6.23 Материалы, применяемые для ремонта, должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя турбины. Перечень деталей, у которых возможна замена материалов, и материалы-заменители должны быть указаны в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины. Качество материала должно быть подтверждено сертификатом или входным контролем в объеме, определяемом функциональным назначением материала в соответствии с требованиями нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины. 6.24 Методы и критерии оценки состояния металла основных элементов турбины (корпусы и детали, роторы, крепеж, лопатки, диски, сварные соединения) производятся в соответствии с СТО 70238424.27.100.005-2008 . Решения по восстановлению работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых не отражены в настоящем стандарте, принимаются после согласования с заводом-изготовителем турбины. 6.25 Запасные части, используемые для ремонта, должны иметь сопроводительную документацию предприятия-изготовителя, подтверждающую их качество. Перед установкой запасные части должны быть подвергнуты входному контролю в объеме требований нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины. 6.26 При отсутствии необходимых запасных частей решения по восстановлению работоспособности деталей и сборочных единиц, дефекты которых превышают предельные размеры, принимаются после согласования с заводом-изготовителем. 7 Требования к составным частям Требования настоящего раздела применяются совместно с требованиями к составным частям, установленными в нормативной документации на ремонт конкретного типа турбины. Нормы зазоров и натягов сопряжений составных частей устанавливаются в СТО на ремонт конкретной турбины. При восстановлении составных частей или замене одной (двух) сопрягаемых деталей должны быть обеспечены величины зазоров (натягов), указанные в графе "по чертежу". В отдельных обоснованных случаях допускается восстанавливать сопряжение, обеспечивая величины зазоров (натягов), указанные в графе "допустимые без ремонта при капитальном ремонте". Допускаемые максимальные зазоры узлов регулирования при капитальном ремонте могут быть разрешены только при условии, что испытания системы регулирования на стоящей и на вращающейся турбине, проведенные в объеме паспорта завода-изготовителя, покажут выполнение всех характеристик. Для золотников и букс сервомоторов регулирующих клапанов должны быть дополнительно сняты силовые характеристики сервомоторов (при искусственно заторможенном поршне), которые должны удовлетворять установленным требованиям. При ручной дуговой сварке и наплавке составных частей применять сварочные материалы, указанные в конструкторской документации, при дуговой сварке в защитном газе применять газ аргон 1 или 2 сорта по ГОСТ 10157 . Места наплавки и заварки не должны иметь: - непровара по линии соединения основного и наплавленного металла, шлаковых включений и пор; - трещин в наплавленном слое и основном металле около мест заварки; - течи при необходимости соблюдения герметичности; - увеличенной, по сравнению с основным металлом, твердости, препятствующей механической обработке; - наплавленный слой должен быть зачищен заподлицо с основной поверхностью, шероховатость поверхности зачищенного слоя - не более 3,2. Разборка цилиндров ВД и СД выполняется при достижении температуры 100 °С в зоне подвода острого пара. Перед разборкой необходимо убедиться в обесточивании приборов контроля и управления турбоагрегатом. Разборку цилиндров и подшипников необходимо начинать с отсоединения фланцев паропроводов и маслопроводов, штепселей и электрических разъемов термодатчиков, элементов регулирования и парораспределения и т.п. Развинчивание разъемов необходимо начинать с удаления стопорных элементов крепежных изделий (шайб, шплинтов, проволок и др.). При наличии контрольных штифтов, болтов, шпилек их необходимо удалить первыми, контролируя их маркировку и места их установки. Крепежные изделия, установленные в зоне высоких температур, смачивают растворителем (скипидаром или др. средством) по их резьбовым соединениям для облегчения разборки. При выполнении измерений в процессе разборки места измерений следует очистить от отложений и зачистить забоины, места установки измерительных средств необходимо отметить для возможности повторения измерений в тех же местах в процессе выполнения ремонта. При визуальном и измерительном контроле используются инструменты, приспособления и приборы в соответствии с ГОСТ 162 , ГОСТ 166 , ГОСТ 427 , ГОСТ 577 , ГОСТ 868 , ГОСТ 2405 , ГОСТ 6507 , ГОСТ 8026 , ГОСТ 9038 , ГОСТ 9378 , ГОСТ 10905 , ГОСТ 11098 , ГОСТ 13837 , ГОСТ 23677 , ГОСТ 25706 и методы согласно СТО 70238424.27.100.005-2008 . 7.1 Корпусные части цилиндров ВД, СД 7.1.1 Трещины на поверхности корпусов выявляются визуальным контролем и методами дефектоскопии в соответствии с СТО 70238424.27.100.005-2008 . Выборка трещин, заплавка и обработка в соответствии с методом заварки без термообработки. Допускаются выборки трещин глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без заплавки. Трещины в ранее наплавленном металле и околонаплавочных зонах не допускаются. Локальные раковины, пористость, морщины при отсутствии трещин выбирать не следует. 7.1.2 Задиры, забоины в местах сопряжений выявляются с помощью визуального и измерительного контроля. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости уплотнительных и посадочных поверхностей - 1,6, остальных поверхностей - 3,2. 7.1.3 Неплотности горизонтального разъема выявляются методами измерений. Устраняются: Без шабрения разъема; - наплавкой и шабрением малых участков разъема; - шабрением разъема. 7.1.4 Трещины в местах приварки коробов обогрева фланцев шпилек, при их наличии, выявляются гидравлическими испытаниями и устраняются разделкой и заваркой. Течи не допускаются. 7.1.5 Отклонения от плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа выявляются визуальными и измерительными методами. Устраняются зачисткой и шабрением. Параметр шероховатости торцов - 3,2. 7.1.6 Износ пригнанной поверхности контрольных штифтов и шпилек разъемов выявляется визуальными и измерительными методами. Устраняются запиловкой. Допускается повреждение не более 25% пригнанной поверхности штифтов. Параметр шероховатости поверхности - 1,7. 7.2 Корпусные части цилиндров НД 7.2.1 Неплотность разъема ЦНД выявляется методами измерений. Устраняется: - наплавкой и шабрением малых участков раскрытия разъема; - уплотнением разъема резиновым шнуром, уложенным в канавку на разъеме ЦНД. Параметр шероховатости поверхностей - 3,2. В местах наплавки непровары и подрезы не допускаются. 7.2.2 Задиры и забоины сопрягаемых поверхностей корпуса ЦНД, перекрыши по торцам расточек под корпуса каминов выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2. 7.2.3 Изменение зазоров дистанционных болтов крепления цилиндра НД к фундаменту выявляется методами измерений. Устраняется за счет подрезки головки болта или его упорной части. 7.2.4 Выполнить проверку деформации (остаточной) корпуса ЦНД относительно крышки в осевом направлении и устранить смещение расточек под каминные камеры. 7.3 Внутренний корпус ЦВД 7.3.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением. Параметр шероховатости - 3,2. 7.3.2 Трещины, локальные раковины поверхностей выявляются визуальным контролем. Устраняются выборкой, запиловкой и обработкой. Допускается выборка трещин глубиной до 15% от толщины стенки оставлять без заплавки. Трещины в наплавленной и околонаплавочных зонах не допускаются. 7.3.3 Задиры, забоины поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости -12,5. 7.3.4 Отклонение от плоскостности торцов колпачковых гаек крепежа разъема выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой и шабрением. Параметр шероховатости торцов - 12,5. 7.3.5 Необходимость контроля стопорения втулок паровпускных патрубков выявляется визуально или с помощью измерений. 7.4 Внутренний корпус ЦНД 7.4.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется наплавкой и шабрением, уплотнением разъема. Параметр шероховатости - 3,2. 7.4.2 Задиры и забоины поверхностей сопряжения выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняются опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2. 7.4.3 Измененные зазоры по направляющим шпонкам лап корпуса выявляются измерительным контролем. Устраняются соответствующей обработкой поверхностей направляющих шпонок. 7.5 Обоймы диафрагм 7.5.1 Неплотность разъемов выявляется методами измерений. Устраняется обработкой. Параметр шероховатости - 3,2. 7.5.2 Износ посадочных поверхностей нижнего шпоночного паза выявляется методами измерения люфта. Устраняется наплавкой и обработкой. 7.5.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с корпусом цилиндра выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняется опиловкой, зачисткой. Параметр шероховатости поверхностей - 3,2. 7.5.4 Ослабление посадки уплотнительных вставок в пазу обойм выявляется методами визуального и измерительного контроля. Устраняется обработкой. 7.6 Диафрагмы 7.6.1 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр шероховатости - 3,2. 7.6.2 Увеличенные зазоры по вертикальной и продольной шпонкам выявляются методами измерений. Устраняются наплавкой и обработкой. 7.6.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 3,2. 7.6.4 Увеличенный остаточный прогиб диафрагм ЦВД и ЦСД выявляются методами измерений. Изменение зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм, устраняется проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается утонение полотна диафрагмы на величину не более 1,0 мм. 7.6.5 Притупление и износ зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений диафрагм ЦНД выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой и набивкой новых гребней. 7.6.6 Повреждение завальцованных в диафрагмы ЦВД уплотнений хвостов лопаток, повышенная хрупкость гребней выявляются методами визуального контроля. Ликвидируются выправлением либо заменой. 7.6.7 Трещины длиной до 15 мм, надрывы и вырывы от 15 до 150 мм металла на кромках направляющих лопаток, погнутости и забоины выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются методами восстановления (выборкой трещин, запиловкой, рихтовкой и др.). Количество выборок на ступень не более 15 шт. 7.6.8 Солевые отложения на направляющих лопатках выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются вручную, высоконапорной установкой, гидроабразивной установкой. Параметр шероховатости лопаток - 3,2. 7.6.9 Уменьшение проходных сечений горл сопловых каналов выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется отгибанием выходных кромок направляющих лопаток. Допускаемое отгибание площади горл не более 5% от размера по чертежу. 7.7 Диафрагмы регулирующие 7.7.1 Задиры, забоины посадочных поверхностей сопряжения с обоймами, корпусом цилиндра выявляются методами визуального и измерительного контроля. Устраняются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости - 2,5. 7.7.2 Неплотность разъема выявляется методами измерений. Устраняется шабрением. Параметр шероховатости - 2,5. 7.7.3 Увеличенные зазоры по вертикальной и продольной шпонкам сопряжения половин диафрагм выявляются методами измерительного контроля. Устраняются наплавкой и обработкой. 7.7.4 Притупление и износ зачеканенных уплотнительных гребней и надбандажных уплотнений диафрагм выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются восстановлением заостренности или вырезкой и набивкой новых гребней. 7.7.5 Увеличенный остаточный прогиб диафрагм выявляется методами измерений. Изменение зазоров в проточной части, вызванное погибом диафрагм, устраняется проточкой диафрагм либо их заменой. Допускается утонение полотна диафрагмы на величину не более 1,0 мм. 7.7.6 Уменьшение (увеличение) по окружности зазора между накладкой и поворотным кольцом выявляется методами измерительного контроля. Устраняется обработкой буртов накладки. Зазор, установленный по чертежам завода-изготовителя, должен быть выдержан по всей окружности. 7.7.7 Разность перекрытия каналов кольца поворотного и диафрагмы устанавливается измерительным контролем. Устраняется снятием фасок в каналах кольца или их наплавкой с последующей обработкой. Допускается перекрытия не менее 1,5 мм по всей высоте канала. Одновременность открытия каналов проверить при открытии на 3,0 мм. Максимальная разность размеров открытия на одном диаметре не более 1,5 мм. 7.7.8 Способы дефектования и устранения дефектов, технические требования после ремонта кольца поворотного аналогичны диафрагме. 7.7.9 Дефекты крепежных изделий устанавливаются визуальным контролем. Устраняются восстановлением или заменой. 7.8 Обоймы уплотнений 7.8.1 Деформация внутренней поверхности обоймы выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется проточкой, термической правкой, заменой. Допустимые отклонения согласовываются с заводом-изготовителем. 7.8.2 Неплотность разъема обоймы выявляется методами измерительного контроля. Ликвидируется шабрением, фрезерованием. 7.8.3 Задиры, забоины посадочных поверхностей выявляются методами визуального и измерительного контроля. Ликвидируются зачисткой, опиловкой. Параметр шероховатости уплотнительных поверхностей - 1,6, остальных - 3,2. 7.9 Сборка корпусной части цилиндров 7.9.1 Нарушенные зазоры между шпонками обойм и корпусами цилиндров выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой поверхностей с возможным применением наплавки. 7.9.2 Нарушенные зазоры между шпонками диафрагм и корпусами цилиндров (обойм) выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой шпонок (или пазов) или калиброванных прокладок. 7.9.3 Нарушенные зазоры между сегментами уплотнительных колец и расточек диафрагм выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой поверхностей обойм и корпуса уплотнений. 7.9.4 Нарушенные зазоры между центрирующими шпонками внутреннего корпуса и наружного корпуса выявляются методами измерительного контроля. Восстанавливаются обработкой центрирующей шпонки. 7.10 Роторы ВД, СД, НД 7.10.1 Отклонение от круглости профиля продольного сечения шеек валов выявляется методами визуального и измерительного контроля. Восстанавливается обработкой. Параметр шероховатости поверхности - 0,8; допуск профиля продольного сечения 0,09 мм; допуск круглости не более 0,02 мм. Допускаемое уменьшение диаметра не более 1% от чертежных размеров. Допускаются отдельные повреждения глубиной до 0,5 мм не более чем на 10% поверхности, по длине образующей не более 15%, допускаются кольцевые риски глубиной до 0,2 мм. 7.10.2 Нарушенное торцевое биение роторов выявляется методами измерительного контроля. Устраняется обработкой сопрягаемых торцевых поверхностей. Допуски биения должны быть минимальными не более 0,02 мм. 7.10.3 Увеличенное радиальное биение (остаточный прогиб ротора) выявляется методами измерительного контроля. Вызванный прогибом ротора дисбаланс устраняется балансировкой на низкочастотном балансировочном станке. При радиальном биении РВД, РСД более 0,15 мм, а РНД - более 0,1 мм, выполнить правку ротора на заводе-изготовителе или на специализированной ремонтной базе. 7.10.4 Натиры, забоины на торцевых поверхностях дисков выявляются методом визуального контроля. Проверяются на отсутствие трещин и твердость при наличии цветов побежалости. Допускаются заоваленные следы натиров глубиной до 2 мм. Изменение твердости в местах натиров не допускается. Натиры на щечках дисков не допускаются. 7.10.5 Истирание осевых и радиальных уплотнительных гребней на ленточных бандажах и у корня рабочих лопаток выявляется методами визуального и измерительного контроля. Устраняются восстановлением или заменой. 7.10.6 Истирание шипов рабочих лопаток выявляется визуальным и измерительным контролем. Возможна наплавка кромок шипов аустенитными электродами. 7.10.7 Истирание, деформация бандажей рабочих лопаток выявляется визуальным и измерительным контролем. Устраняется восстановлением или заменой. 7.10.8 Эрозионный износ рабочих лопаток регулирующей ступени, трещины по сварке пакетов выявляются визуальным и измерительным контролем. Устраняется заменой лопаток при превышении допустимых показателей износа. [email protected] Если процедура оплаты на сайте платежной системы не была завершена, денежные средства с вашего счета списаны НЕ будут и подтверждения оплаты мы не получим. В этом случае вы можете повторить покупку документа с помощью кнопки справа. Произошла ошибка Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз. Система технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций Надежное обеспечение потребителей энергией - залог благополучия любого государства. Особенно это актуально в нашей стране с суровыми климатическими условиями, поэтому бесперебойная и надежная работа электростанций является важнейшей задачей энергетического производства. Для решения этой задачи в энергетике были разработаны мероприятия по обслуживанию и ремонту, которые обеспечивали длительное содержание оборудования в рабочем состоянии при наилучших экономических показателях его работы и минимально возможных неплановых остановках его в ремонт. Эта система основывается на проведении планово-предупредительных ремонтов (ППР). Система ППР является совокупностью мероприятий по планированию, подготовке, организации проведения, контроля и учета различного вида работ по техническому обслуживанию и ремонту энергетического оборудования, проводимых по заранее составленному плану на основе типового объема ремонтных работ, обеспечивающих безотказную, безопасную и экономичную эксплуатацию энергетического оборудования предприятий при минимальных ремонтных и эксплуатационных затратах. Сущность системы ППР состоит в том, что после заранее определенной наработки потребность оборудования в ремонте удовлетворяется плановым порядком, путем проведения плановых осмотров, испытаний и ремонтов, чередование и периодичность которых определяются назначением оборудования, требованиями к его безопасности и безотказности, конструктивными особенностями, ремонтопригодностью и условиями эксплуатации. Система ППР строится таким образом, что каждое предыдущее мероприятие является профилактическим по отношению к последующему. Различают техническое обслуживание и ремонт оборудования. Техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению. Оно предусматривает уход за оборудованием: проведение осмотров, систематическое наблюдение за исправным состоянием, контроль режимов работы, соблюдение правил эксплуатации, инструкций заводов - изготовителей и местных эксплуатационных инструкций, устранение мелких неисправностей, не требующих отключения оборудования, регулировку и так далее. Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций включает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода оборудования в текущий ремонт. Техническое обслуживание (осмотры, проверки и испытания, наладка, смазка, промывки, очистки) дает возможность увеличить гарантийную наработку оборудования до очередного текущего ремонта, снизить объем текущего ремонта. Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей. Производство текущего ремонта, в свою очередь, предотвращает необходимость планирования более частых капитальных ремонтов. Такая организация плановых ремонтов и операций технического обслуживания дает возможность постоянно поддерживать оборудование в безотказном состоянии при минимальных затратах и без дополнительных незапланированных простоев в ремонте. Наряду с повышением надежности и безопасности энергоснабжения важнейшей задачей ремонтного обслуживания является улучшение или, в крайнем случае, стабилизация технико-экономических показателей оборудования. Как правило, это достигается путем останова оборудования и вскрытия его базовых элементов (топок котлов и конвективных поверхностей нагрева, проточных частей и подшипников турбин). Следует отметить, что проблемы надежности и экономичности работы оборудования ТЭС настолько взаимосвязаны, что их трудно отделить одну от другой. По турбинному оборудованию в процессе эксплуатации прежде всего контролируется технико-экономическое состояние проточной части, в том числе: - солевой занос лопаток и сопловых аппаратов, которые не могут быть устранены промывкой под нагрузкой или на холостом ходу (окись кремния, железа, кальция, магния и др.); известны случаи, когда в результате заноса мощность турбины за 10... 15 дней снижалась на 25 %. - увеличение зазоров в проточной части приводит к снижению экономичности, например - увеличение радиального зазора в уплотнениях с 0,4 до 0,6 мм вызывает увеличение утечки пара на 50 %. Следует отметить, что увеличение зазоров в проточной части, как правило, имеет место не в процессе нормальной эксплуатации, а при пусковых операциях, при работе с повышенной вибрацией, прогибах ротора, неудовлетворительных температурных расширениях корпусов цилиндров. В ходе ремонтов важную роль играют опрессовки и устранение мест присосов воздуха, а также применение различных прогрессивных конструкций уплотнений во вращающихся воздухоподогревателях. Ремонтный персонал должен следить совместно с эксплуатационным персоналом за присосами воздуха и, по возможности, обеспечивать их устранение не только в ходе ремонтов, но и на работающем оборудовании. Так, снижение (ухудшение) вакуума на 1 % для энергоблока 500 МВт приводит к перерасходу топлива примерно на 2 т у. т./ч, что составляет 14 тыс. т у. т./год, или в ценах 2001 г. 10 млн. руб. Показатели экономичности турбины, котла и вспомогательного оборудования обычно определяются путем проведения экспресс-испытаний. Целью этих испытаний являются не только оценка качества ремонтов, но и регулярный контроль работы оборудования в течение межремонтного периода эксплуатации. Анализ результатов испытаний позволяет обоснованно судить о том, следует ли остановить агрегат (или, если это, возможно, отключить отдельные элементы установки). При принятии решений сопоставляются возможные затраты на останов и последующий пуск, на проведение восстановительных работ, возможный недоотпуск электро- и теплоэнергии с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудования с пониженной экономичностью. Экспресс-испытания определяют также время, в течение которого допускается работа оборудования с пониженной экономичностью. В целом техническое обслуживание и ремонт оборудования предусматривают выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью. Ремонтный цикл - наименьшие повторяющиеся интервалы времени или наработки изделия, в течение которых в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации выполняются все установленные виды ремонта (наработка энергетического оборудования, выраженная в годах календарного времени между двумя плановыми капитальными ремонтами, а для вновь вводимого оборудования - наработка от ввода до первого планового капитального ремонта). Структура ремонтного цикла определяет последовательность различных видов ремонта и работ по техническому обслуживанию оборудования в пределах одного ремонтного цикл. Все ремонты оборудования подразделяются (классифицируются) на несколько видов в зависимости от степени подготовленности, объема выполняемых работ и метода выполнения ремонта. Неплановый ремонт - ремонт, проведение которого осуществляется без предварительного назначения. Неплановые ремонты выполняются при возникновении дефектов оборудования, приводящих к его отказам. Плановый ремонт - ремонт, проведение которого осуществляется в соответствии с требованиями нормативно-технической документации (НТД) . Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм. Плановый ремонт паровой турбины подразделяется на три основных вида: капитальный, средний и текущий. Капитальный ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и восстановления полного или близкого к полному ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Капитальный ремонт - наиболее объемный и сложный вид ремонта, при его выполнении вскрываются все подшипники, все цилиндры, разбираются валопровод и проточная часть турбины. Если капитальный ремонт выполняется в соответствии с типовым технологическим процессом, то он называется типовым капитальным ремонтом. Если капитальный ремонт выполняется средствами, отличающимися от типовых, то такой ремонт относится к специализированному ремонту с наименованием производного вида от типового капитального ремонта. Если капитальный типовой или капитальный специализированный ремонт выполняется на паровой турбине, отработавшей в эксплуатации более 50 тыс. ч, то такой ремонт подразделяется на три категории сложности; наиболее сложные ремонты имеют третью категорию. Категорирование ремонтов применяется обычно к турбинам энергоблоков мощностью от 150 до 800 МВт. Категорирование ремонтов по степени сложности направлено на то, чтобы компенсировать трудовые и финансовые затраты в связи с износом частей турбины и образованием в них новых дефектов наряду с теми, которые проявляются при каждом ремонте. Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования, и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей. Текущий ремонт паровой турбины наименее объемный, при его выполнении могут быть вскрыты подшипники или разобраны один-два регулирующих клапана, возможно вскрытие клапана автоматического затвора. Для блочных турбин текущий ремонт подразделяется на две категории сложности: первую и вторую (наиболее сложные ремонты имеют вторую категорию). Средний ремонт - ремонт, выполняемый в объеме, установленном в НТД, для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением отдельных составных частей и контролем их технического состояния. Средний ремонт паровой турбины отличается от капитального и текущего тем, что его номенклатура включает частично объемы и капитального, и текущего ремонтов. При выполнении среднего ремонта может быть вскрыт один из цилиндров турбины и частично разобран валопровод турбоагрегата, может быть также вскрыт стопорный клапан и выполнен частичный ремонт регулирующих клапанов и узлов проточной части вскрытого цилиндра. Все виды ремонта объединяют следующие признаки: цикличность, продолжительность, объемы, финансовые затраты. Цикличность - это периодичность проведения того или другого вида ремонта в масштабе лет, например между последующим и предыдущим капитальным ремонтом должно пройти не более 5...6 лет, между последующим и предыдущим средним ремонтом должно пройти не более 3 лет, между последующим и предыдущим текущим ремонтом должно пройти не более 2 лет. Увеличение продолжительности цикла между ремонтами желательно, но в ряде случаев это приводит к значительному увеличению числа дефектов. Продолжительность ремонта по каждому основному виду из расчета типовых работ является директивной и утверждена "Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей" . Продолжительность ремонта определяется как величина в масштабе календарных дней, например для паровых турбин в зависимости от мощности типовой капитальный ремонт составляет от 35 до 90 суток, средний от 18 до 36 суток, текущий от 8 до 12 суток. Важными вопросами являются продолжительность ремонта и его финансирование. Продолжительность ремонта турбины - серьезная проблема, особенно тогда, когда ожидаемые объемы работ не подтверждаются состоянием турбины или когда возникают дополнительные работы, продолжительность которых может достигать 30...50 % от директивной. Объемы работ также определяются как типовой набор технологических операций, суммарная продолжительность которых соответствует директивной продолжительности вида ремонта; в Правилах это называется "номенклатура и объем работ при капитальном (или другом виде) ремонте турбины" и далее идет перечисление наименований работ и элементов, на которые они направлены. Производные наименования ремонтов от всех основных видов ремонта отличаются между собой объемами и продолжительностью проведения работ. Наиболее непредсказуемыми по объемам и срокам являются аварийные ремонты; они характеризуются такими факторами, как внезапность аварийного останова, неготовность к ремонту материальных, технических и трудовых ресурсов, неясность причин отказа и объемов дефектов, вызвавших останов турбоагрегата. При выполнении ремонтных работ могут быть использованы различные методы, в том числе: агрегатный метод ремонта - обезличенный метод ремонта, при котором неисправные агрегаты заменяются новыми или заранее отремонтированными; заводской метод ремонта - ремонт транспортабельного оборудования или его отдельных составных частей на ремонтных предприятиях на основе применения передовых технологий и развитой специализации. Ремонт оборудования производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации, которые включают в себя действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики, ремонтные чертежи и другое. На современном этапе развития электроэнергетики, характеризующемся низкими темпами обновления основных производственных средств, возрастает приоритет ремонта оборудования и необходимость в разработке нового подхода в финансировании ремонта и технического перевооружения. Сокращение использования установленной мощности энергоустановок привело к дополнительному износу оборудования и увеличению доли ремонтной составляющей в себестоимости, вырабатываемой энергии. Возросла проблема сохранения эффективности энергоснабжения, в решении которой ведущая роль принадлежит ремонтному производству. Существующее энергоремонтное производство, ранее основанное на планово-предупредительном ремонте с регламентацией ремонтных циклов, перестало отвечать экономическим интересам. Ранее действующая система ППР была сформирована для производства ремонтов в условиях минимального резерва энергетических мощностей. В настоящее время произошло снижение ежегодной наработки оборудования и увеличение продолжительности его простоев. В целях реформирования действующей системы технического обслуживания и ремонта было предложено изменить систему ППР и перейти на ремонтный цикл с назначенным межремонтным ресурсом по типам оборудования. Новая система технического обслуживания и ремонта (СТОИР) позволяет увеличить календарную продолжительность межремонтной кампании и сократить среднегодовые ремонтные затраты. По новой системе назначенный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами принимается равным базовому значению суммарной наработки за ремонтный цикл в базовый период и является нормативом. С учетом действующих положений на электростанциях разработаны нормативы межремонтных ресурсов для основного оборудования электростанций. Изменение системы ППР обусловлено изменившимися условиями эксплуатации. Как та, так и другая система обслуживания оборудования предусматривают три вида ремонта: капитальный, средний и текущий. Эти три вида ремонтов составляют единую систему обслуживания, направленную на поддержание оборудования в работоспособном состоянии с обеспечением его надежности и требуемой экономичности. Продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонтов строго регламентируется. Вопрос об увеличении продолжительности простоя оборудования в ремонте при необходимости выполнения сверхтиповых работ рассматривается каждый раз индивидуально. Во многих странах используется система ремонта энергетического оборудования "по состоянию", позволяющая в значительной мере сократить затраты на ремонтное обслуживание. Но эта система предполагает использование методик и аппаратных средств, позволяющих с необходимой периодичностью (а по ряду параметров непрерывно) контролировать текущее техническое состояние оборудования. Различными организациями в СССР, а позднее в России были разработаны системы мониторинга и диагностики состояния отдельных узлов турбины, были предприняты попытки создания на мощных турбоагрегатах комплексных систем диагностики. Эти работы требуют значительных финансовых затрат, но, по опыту эксплуатации аналогичных систем за границей, быстро окупаются. В. Н. Родин, А. Г. Шарапов, Б. Е. Мурманский, Ю. А. Сахнин, В. В. Лебедев, М. А: Кадников, Л. А. Жученко Учебное пособие "Ремонт паровых турбин"