Порядок разборки и дефектации судовых турбин определяется инструкциями заводов-изготовителей. Плановые вскрытия главных паровых турбин производятся через 4…5 лет их работы. Целью плановых вскрытий турбин является оценка технического состояния деталей, определение величин износов деталей, очистка проточной части от коррозии, накипеобразований и нагара.
Ремонт корпуса
Коробление из-за термических напряжений, трещины, свищи и коррозионные разрушения – основные дефекты корпусов турбин.
Трещины, свищи и коррозионные разрушения устраняются сваркой и наплавкой. Сварочные работы должны проводиться до пригонки плоскостей разъема корпуса. В процессе сварки принимаются меры для снижения остаточных напряжений и деформаций.
Коробление корпуса в плоскостях разъема при зазорах до 0,15 мм устраняется шабрением. При значительных короблениях до 2 мм плоскости разъема шлифуют или фрезеруют (строгают). Для обработки в судовых условиях используют переносные фрезерные станки. Окончательная пригонка плоскостей производится шабрением при точности пригонки не менее 2 пятен на 1 см2. Щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить в плоскость разъема корпуса и крышки.
Ремонт роторов.
Дефекты роторов: износы, задиры и риски на опорных шейках, ослабление посадки дисков, прогиб оси ротора и трещины.
Роторы с трещинами заменяют. Износы шеек устраняют шлифованием. Уменьшение диаметра шеек вала допускается не более 0,5% построечного значения. Деформации ротора могут устраняться при стрелках прогиба соответственно: до 0,12 мм – проточкой, до 0,2 мм – механической правкой (в том числе односторонним наклепом с вогнутой стороны), до 0,4 мм – термической правкой с односторонним нагревом и свыше 0,4 мм – термомеханической правкой.
После правки производиться контроль на отсутствие трещин в роторе. Допускаемое искривление оси ротора зависит от его частоты вращения и длины: при длине вала ротора до 2 м и частоте вращения 25…85 с-1 допускаемая стрелка прогиба будет 0,08…0,02 мм. Овальность и конусность шеек допускается не более 0,02 мм, а шероховатость – не более Ra 0,32.
Ремонт дисков.
Дефекты дисков: коррозия и эрозия лопаток, трещины в лопатках, деформация и ослабление посадки на валу, ослабление крепления бандажной ленты и связующей проволоки.
Диски с трещинами и короблениями заменяются. Ослабление посадки на валу устраняется хромированием посадочного отверстия диска. Среднее значение величины натяга посадки диска составляет 0,001…0,0013 диаметра посадочной шейки вала.
Перед насадкой диска посадочные места вала и диска очищают и смазывают ртутной смазкой. Допускаемая величина биения, не более: торцевого – 0,2 мм, радиального – 0,1 мм.
Кромки лопаток паровых турбин, разрушенные эрозией, опиливают и шлифуют. Уменьшение ширины лопаток – не более 6% построечного значения. Кромки лопаток турбокомпрессоров опиливать не разрешается. Единичные дефектные лопатки в паровых турбинах срезают под корень. Для сохранения балансировки лопатки с противоположной стороны также удаляют. В одном ряду допускается удалять не более 5% лопаток.
Ослабленную бандажную ленту закрепляют подчеканкой шипов и пайкой. Связующую проволоку укрепляют пайкой.
Замена лопаток дисков турбин.
Технология замены лопаток зависит от конструкции диска и способа посадки лопаток.
Типовой процесс замены лопаток таков. Обрубают кромки шипов и снимают бандажную ленту. Удаляют (отпаивают) связующую проволоку. Высверливают замок и выбивают лопатки.
Подготовленные и отдефектованные новые лопатки взвешивают, распределяют в зависимости от массы по пакетам набора и маркируют. Составляется схема набора лопаток, которая учитывает условия балансировки: лопатки одинаковой массы должны находиться на противоположных радиусах диска. Паз диска очищают и смазывают ртутной мазью. Набор лопаток начинается со стороны, противоположной замку, в обе стороны одновременно. Лопатки и промежуточные тела должны входить в паз от легких ударов молотка массой до 500 г. Удары наносят через специальную оправу с красномедной проставкой. После постановки 10…15 лопаток производится контроль их аксиальной и радиальной установок. Допуски на отклонения зависят от частоты вращения ротора и высоты лопаток. При пригонке хвостовиков лопатки опиливают только со стороны спинок.
После полного набора лопаток вновь проверяют их положение в диске. Затем протягивают связующую проволоку и окончательно регулируют положение лопаток. После этого подгоняют и заделывают замок. Связующую проволоку разрезают по пакетам с зазором 1…2 мм и припаивают серебряным припоем (с использованием флюсов). Далее по шипам лопаток размечается бандажная калиброванная стальная лента. Отверстия в ленте под шипы выполняются просечкой или электродисковой прошивкой, после чего производится контроль бандажной ленты на отсутствие трещин. Точность пригонки отверстий бандажной ленты по шипам лопаток должна соответствовать посадке. Высота шипа над бандажной лентой обеспечивается припиловкой торца лопаток и находится в пределах 1…1,75 мм (в зависимости от толщины ленты). В заключение производится расклепывание шипов. Лента должна плотно прилегать к торцам лопаток.
Лопатки газовых турбин после набора должны иметь качание в тангенциальном направлении. Величина качания определяется требованиями чер-тежа и зависит от рабочих температур, профиля хвостика и высоты лопатки.
Лопатки осевых турбокомпрессоров набирают с натягом в тангенциальном направлении.
Ремонт диафрагм.
Дефекты диафрагм: коробление, трещины, натиры, разрушения лопаток и повреждения уплотнений.
Диафрагмы с разрушенными лопатками, деформированные и с крупными трещинами заменяют. неглубокие поверхностные трещины и разрушения устраняют сваркой с последующей термической обработкой. Шпоночные пазы восстанавливают по посадкам, предусмотренным чертежом. Плоскости разъема диафрагм пришабриваются с точностью 1…2 пятна на 1 см2. Щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить в плоскость разъема. Деформированные уплотнительные сегменты диафрагмы правят, а с другими дефектами и при значительных износах – заменяют. Между валом ротора и уплотнением (расточкой уплотнения) обеспечивается зазор 0,2…0,3 мм.
Ремонт концевых уплотнений.
Втулки и сегменты лабиринтовых уплотнений с повреждениями заменяются. Втулки насаживают на вал с натягом.
Ножевидные уплотнения изготавливаются следующим образом. Листо-вой материал загибают в U-образный профиль и свивают в спираль необходимого диаметра.
После замены уплотнений пригоняют набивочные коробки по постелям корпуса турбины. Плоскости разъема стыков коробок должны совпадать с плоскостью разъема корпуса турбины, а плоскости разъема обойм – с плоскостями коробок. Точность шабрения плоскостей разъема на краску должна обеспечить не менее 1 пятна на 1 см2.
При ремонте уплотнений обеспечиваются необходимые радиальные и осевые зазоры. В упругих уплотнениях дефекты пружины и детали угольных уплотнений заменяют.
Ремонт подшипников.
Для подшипников скольжения турбин применяются такие же материалы, что и для подшипников ДВС. Дефекты и технологические процессы ремонта подшипников турбин и ДВС аналогичны.
При осмотре подшипников необходимо обращать внимание на трещины, выкрашивание и отслаивание антифрикационного металла, а также на состояние галтелей и холодильников масла. При обнаружении трещин (особенно кольцевых, замкнутых), глубоких задиров, выкрашивания и отставания антифрикационного металла подшипники должны быть заменены.
При незначительных дефектах крупных подшипников, например, мест-ных отслаиваний. трещинах или выкрашивании производится восстановление их наплавкой газовыми горелками в среде аргона или в струе водорода, или ацетиленовыми горелками при восстановленном пламени. В этом случае могут применяться также гальванические процессы наращивания.
Тонкостенные вкладыши, имеющие только износ поверхности трения, могут восстанавливаться наплавкой или металлизацией в нейтральной среде или гальваническими способами.
Величина установочного масляного зазора зависит от диаметра шейки вала. При диаметрах до 125 мм установочный зазор – 0,12…0,25 мм, а предельно допустимый при износе – 0,18…0,35 мм.
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.
Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин.
Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).
Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей турбин и действующими руководящими документами.
Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.
При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:
стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.
Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях:
а) после монтажа турбины;
б) после капитального ремонта;
в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;
г) при пуске после разборки автомата безопасности;
д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;
з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).
В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты.
Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя.
Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.
Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими документами, а для турбин критерии, проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.
При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.
Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.
Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.
При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.
Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.
Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.
Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.
При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается.
Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу должно выполняться:
после монтажа турбины;
непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
Испытания системы
регулирования турбины мгновенным
сбросом нагрузки, соответствующей
максимальному расходу пара, должны
выполняться:
при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.
Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.
Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.
Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.
Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более 3 суток) должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.
Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.
Пуск турбины не допускается в случаях:
отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;
неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);
отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;
отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
Без включения
валоповоротного устройства подача пара
на уплотнения турбины, сброс горячей
воды и пара в конденсатор, подача пара
для прогрева турбины не допускаются.
Условия подачи пара в турбину, не имеющую
валоповоротного устройства, определяются
местной инструкцией.
Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 (60 кПа).
При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм·с -1 .
При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.
При вибрации свыше 7,1 мм·с -1 не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток, а при вибрации 11,2 мм·с -1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.
Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм·с -1 и более от любого начального уровня.
Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 13 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм·с -1 .
Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с -1 , должны быть приняты меры к ее устранению.
Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 и до 50 мкм при частоте вращения 1500; изменение вибрации на 12 мм·с -1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 1020 мкм при частоте вращения 3000и 2040 мкм при частоте вращения 1500.
Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным стандартам.
Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.
Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.
При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.
В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.
Турбина должна
быть немедленно остановлена (отключена)
персоналом при отказе в работе защит
или при их отсутствии в случаях:
повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;
недопустимого осевого сдвига ротора;
недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;
недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;
недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;
недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;
недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
недопустимого повышения давления в конденсаторе;
недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
внезапного повышения вибрации турбоагрегата;
появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;
появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;
недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;
появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;
исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;
возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;
отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.
Необходимость
срыва вакуума при отключении турбины
должна быть определена местной инструкцией
в соответствии с указаниями
завода-изготовителя.
В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:
заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
неисправностей в системе регулирования;
нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
увеличения вибрации опор выше 7,1 мм·с -1 ;
выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;
обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;
отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;
обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.
При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.
Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться.
РЕМОНТ ПАРОВЫХ ТУРБИН
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ КУРСА: Курс программы предусматривает повышение квалификации рабочего персонала, принимающего участие в технической эксплуатации основного и вспомогательного оборудования турбинных агрегатов.
Курс обучения рассчитан на слесарей по ремонту ПТУ 3,4,5,6 разрядов согласно ЕТКС, а также на руководящий состав (начальники смен, мастера по ремонту ПТУ).
Продолжительность курса обучения 40 часов
ЦЕЛИ: Повысить уровень теоретических знаний и практических навыков слушателей.
ФОРМЫ ОБУЧЕНИЯ: Лекции, активное участие слушателей в процессе обучения, дебаты, решении ситуационных задач.
УЧАСТНИКИ: . слесари по ремонту ПТУ 3,4,5,6 разрядов согласно ЕТКС, а также руководящий состав (начальники смен, мастера по ремонту ПТУ).
ПОДВЕДЕНИЕ ИТОГОВ: По окончанию курса проводится опрос слушателей, тестирование.
Тема урока | Задача урока | Область обучения | Приемы обучения | Средства обучения | Продолжи тельность, в минутах |
|
Психологическое тестирование на уровень логико-математического мышления | Определить уровень логико – математического мышления каждого слушателя | познавательная | Психологические тесты | Раздаточный материал, бланки тестов. | ||
РЕМОНТ КОРПУСОВ ЦИЛИНДРОВ | ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ:(Типы цилиндров, Применяемые материалы, Узлы крепления). Характерные дефекты цилиндров и причины их появления. Вскрытие цилиндров. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ ЦИЛИНДРОВ: (Ревизия, Контроль металла, Проверка коробления цилиндров, определение поправок для центровки проточной части, Определение величин вертикальных перемещений деталей проточной части при затяжке фланцев корпуса, Определение и исправление реакции опор цилиндров Устранение дефектов). КОНТРОЛЬНАЯ СБОРКА ЗАКРЫТИЕ СБОРКА И УПЛОТНЕНИЕ ФЛАНЦЕВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИСОЕДИНЕННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ | Познавательная | Лекция, дебаты | Раздаточный материал | ||
РЕМОНТ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ | ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ: (Разборка и ревизия, устранение дефектов, Сборка и центровка). | Познавательная | Раздаточный материал | |||
РЕМОНТ УПЛОТНЕНИЙ | ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ УПЛОТНЕНИЙ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ УПЛОТНЕНИЙ:(Ревизия, Проверка и регулировка радиальных зазоров, Пригонка линейного размера кольца сегментов уплотнения, Замена усиков уплотнений, устанавливаемых в ротор, Пригонка аксиальных зазоров, Восстановление зазоров в надбандажных уплотнениях) | Познавательная | Раздаточный материал | |||
РЕМОНТ ПОДШИПНИКОВ | РЕМОНТ ОПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ : Типовые конструкции и основные материалы опорных подшипников) Характерные дефекты опорных подшипников и причины их. Основные операции, выполняемые при ремонте опорных подшипников:(Вскрытие корпусов подшипников, их ревизия и ремонт, Ревизия вкладышей, Проверка натягов и зазоров). Перемещение подшипников при центровке роторов Закрытие корпусов подшипников. | Познавательная | Раздаточный материал | |||
РЕМОНТ ПОДШИПНИКОВ | РЕМОНТ УПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ . Типовые конструкции и основные материалы упорных подшипников. Характерные дефекты упорной части подшипников и причины их появления. Ревизия и ремонт. Контрольная сборка опорно-упорного подшипника. ПРОВЕРКА ОСЕВОГО РАЗБЕГА РОТОРА. ПЕРЕЗАЛИВКА БАББИТА ВКЛАДЫШЕЙ ОПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ И КОЛОДОК УПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ. НАПЫЛЕНИЕ РАСТОЧЕК ВКЛАДЫШЕЙ. Ремонт масляных уплотнений | Познавательная | Лекция, дебаты | Раздаточный материал | ||
РЕМОНТ РОТОРОВ | ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ РОТОРОВ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. РАЗБОРКА, ПРОВЕРКА БОЕВ И ВЫЕМКА РОТОРОВ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ РОТОРОВ: (Ревизия, Контроль металла, Устранение дефектов). УКЛАДКА РОТОРОВ В ЦИЛИНДР. | Познавательная | Лекция, дебаты | Раздаточный материал | ||
РЕМОНТ РАБОЧИХ ЛОПАТОК. | ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ РАБОЧИХ ЛОПАТОК. ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ РАБОЧИХ ЛОПАТОК И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ РАБОЧИХ ЛОПАТОК: (Ревизия, Контроль металла, Ремонт и восстановление, Переоблопачивание рабочего колеса, Установка связей). | Познавательная | Лекция, дебаты | Раздаточный материал | ||
РЕМОНТ МУФТ РОТОРОВ | ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ МУФТ. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ МУФТ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ МУФТ: (Разборка и ревизия, Контроль металла, Особенности снятия и посадки полумуфт, Устранение дефектов, Особенности ремонта пружинных муфт). СБОРКА МУФТЫ ПОСЛЕ РЕМОНТА. "МАЯТНИКОВАЯ" ПРОВЕРКА РОТОРОВ. | Познавательная | Лекция, дебаты | Раздаточный материал | ||
ЦЕНТРОВКА ТУРБИН | Задачи центровки. Проведение замеров центровки по полумуфтам. Определение положения ротора относительно статора турбины. Расчет центровки пары роторов. Особенности центровки двух роторов, имеющих три опорных подшипника. Способы расчета центровки валопровода турбины. | Познавательная, | Лекция, обмен опытом | Раздаточный материал | ||
НОРМАЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ ТУРБИН | УСТРОЙСТВО И РАБОТА СИСТЕМЫ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ НОРМАЛЬНОЙ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ. СПОСОБЫ НОРМАЛИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ ПО НОРМАЛИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ВО ВРЕМЯ РЕМОНТА ТУРБИНЫ. | Познавательная, | Лекция, обмен опытом | Раздаточный материал | ||
НОРМАЛИЗАЦИЯ ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТУРБОАГРЕГАТА | ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ВИБРАЦИИ. ВИБРАЦИЯ КАК ОДИН ИЗ КРИТЕРИЕВ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ И КАЧЕСТВА РЕМОНТА ТУРБИНЫ. ОСНОВНЫЕ ДЕФЕКТЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИЗМЕНЕНИЕ ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТУРБИНЫ, И ИХ ПРИЗНАКИ. МЕТОДЫ НОРМАЛИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ВИБРАЦИИ ТУРБОАГРЕГАТА. | Познавательная | Лекция, обмен опытом | Раздаточный материал | ||
РЕМОНТ И НАЛАДКА СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ И ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ | Какие документы и в какой срок должны быть составлены и утверждены по ремонту САР и парораспределения до начала ремонта. Какие работы выполняются при ремонте САР и при подготовке к нему. Документация по ремонту САР. Общие требования к САР. Снятие характеристики парораспределения. Снятие характеристики САР. | Познавательная | Лекция, обмен опытом | Раздаточный материал | ||
Ремонт кулачкового распределительного механизма: (Основные дефекты кулачковых распределительных механизмов) Ремонт регулирующих клапанов: (Ревизия штока и клапана, Ревизия подшипников рычага и роликов). Материалы парораспределения. | Раздаточный материал | Лекция, обмен опытом | Раздаточный материал | |||
РЕМОНТ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ | СЕРВОМОТОРЫ. Общие требования к сервомоторам. Наиболее часто встречающиеся дефекты сервомоторов с односторонним подводом жидкости. Основные дефекты сервомоторов с двухсторонним подводом жидкости. | Раздаточный материал | Лекция, обмен опытом | Раздаточный материал | ||
ТЕСТИРОВАНИЕ | ||||||
ПРИЛОЖЕНИЯ К ПРОГРАММЕ:
1. Приложение. Презентационный материал, используемый при обучении.
2. Приложение. Учебное пособие.
С позиций соблюдения режимных характеристик ПСУ при их эксплуатации основное внимание уделяется постоянным и переменным режимам работы паровой турбины.
Постоянный режим работы паровой турбины. Для современных мощных турбоустановок на тепловых и атомных электростанциях единичной мощностью от нескольких сотен МВт до 1000–1500 МВт, которые, как правило, эксплуатируются в постоянном режиме максимальной нагрузки, на первое место выходят такие показатели, как экономичность, надежность, долговечность и ремонтопригодность.
Экономичность ПТУ характеризуется как коэффициентом полезного действия (к.п.д.) турбоустановки (ТУ), так и удельным расходом теплоты брутто (т.е. без учета затрат энергии на собственные нужды ТУ). Показателями экономичности для теплофикационных турбоустановок с регулируемыми отборами на отопление и горячее водоснабжение являются удельный расход пара на теплофикационном режиме, удельный расход теплоты на конденсационном режиме, удельный расход теплоты на выработку электроэнергии и др. Удельный расход теплоты брутто для конденсационных турбин большой мощности находится на уровне 7640– 7725 кДж/(кВт·ч); для ТЭС – 10200 кДж/(кВт·ч) и 11500 кДж/(кВт·ч) для АЭС. Удельный расход теплоты брутто для теплофикационных турбоустановок при температуре охлаждающей воды 20°С на конденсационном режиме составляет порядка 8145–9080 кДж/(кВт·ч), а удельный расход пара на теплофикационном режиме – не более 3,6–4,3 кг/(кВт·ч).
Надежность и долговечность характеризуются рядом количественных показателей, таких как средняя наработка на отказ, полный назначенный срок службы, полный назначенный ресурс элементов, средний срок службы между капитальными ремонтами, коэффициент технического использования, коэффициент готовности и другими. Полный назначенный срок службы энергоблока выпуска до 1991 года составляет не менее 30 лет, оборудования выпуска после 1991 года – не менее 40 лет. Полный назначенный ресурс (парковый ресурс) основных элементов, работающих при температурах выше 450°С, составляет 220 тыс. часов эксплуатации. Для турбин большой мощности установлена наработка на отказ не менее 5500 ч и коэффициент готовности не менее 97%.
Переменный режим работы паровой турбины предполагает прежде всего изменение расхода пара через проточную часть – в сторону уменьшения от номинального. При этом минимальные потери при переменном, т.е. «частичном», расходе пара достигаются при сопловом регулировании, когда полностью открыты клапаны (клапан), обслуживающие одну определенную группу сопел. Теплоперепады существенно изменяются только на регулирующей и последней ступени проточной части. Теплоперепады промежуточных ступеней остаются почти постоянными при уменьшении расхода пара через турбину. Условия работы промежуточных ступеней и, следовательно, к.п.д. всех ступеней высокого давления (кроме первой ступени), среднего давления и низкого давления (кроме последней ступени) практически не изменяются.
Чем больше подъем клапана, обслуживающего какую-либо одну группу сопел, тем меньшее приращение расхода приходится на «единицу» его подъема. При достижении h/d ≈ 0,28 (где h – линейное смещение клапана при его открытии, а d – диаметр клапана) приращение расхода пара через клапан практически прекращается. Поэтому для обеспечения плавности процесса нагружения предусматривается открытие клапана, обслуживающего следующую группу сопел, с некоторой «перекрышей», т.е. несколько раньше, чем полностью откроется предыдущий клапан.
Для последней ступени цилиндра низкого давления уменьшение относительного объемного расхода пара до величины ниже 0,4 GV 2 приводит к образованию вихрей в основном потоке как у корня рабочих лопаток последней ступени, так и у их периферии, что опасно с точки зрения динамических нерасчетных напряжений в этих лопатках, которые и без того нагружены до предела.
Основы эксплуатации паровых турбин. Требования к маневренности и надежности современных паровых турбин в процессе их эксплуатации связаны с общими условиями работы энергосистем, суточными, годовыми графиками энергопотребления, структурой генерирующих мощностей в энергосистемах, их состоянием и техническими возможностями. В настоящее время графики электрических нагрузок энергосистем характеризуются большой неравномерностью: резкие пики нагрузок в утренние и вечерние часы, провалы в ночные часы и выходные дни, при необходимости обеспечения быстрого повышения и снижения нагрузок. Под маневренностью понимают способность энергоблока изменять мощность в течение суток для покрытия графика нагрузки энергосистемы. Важными в этой связи являются периоды нагружения и разгружения турбоагрегата, а также пуска из различных тепловых состояний (горячего – после предварительного простоя менее 6–10 ч, неостывшего – после предварительного простоя от 10 ч до 70–90 ч, холодного – после предварительного простоя более 70–90 ч). Также учитывают количество остановов-пусков за весь срок службы, нижний предел регулировочного диапазона, т.е. нижний предел интервала нагрузки, когда мощность изменяется автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования, и возможность работы на нагрузке собственных нужд после сброса нагрузки.
Надежность работы энергоблока в значительной мере зависит от того, насколько собственно турбина и ее вспомогательное оборудование защищены от опасного воздействия нестационарных процессов. Статистика повреждаемости оборудования показывает, что подавляющее большинство отказов происходит именно в момент осуществления переходных режимов эксплуатации, когда меняется та или иная совокупность параметров. Для того, чтобы избежать развития аварийной ситуации, применяют аварийную остановку турбины: со срывом вакуума или без срыва вакуума.
Со срывом вакуума турбину (для турбин с частотой вращения ротора 3000 об/мин) следует немедленно остановить в следующих случаях: при увеличении числа оборотов сверх 3360 об/мин; при внезапном повышении вибрации на величину 20 мкм (виброскорость 1 мм/с) и более на любом из подшипников; при внезапном повышении температуры масла на сливе любого подшипника выше 70°C; при падении давления масла на подшипниках ниже 0,15 МПа; при повышении температуры баббита любого из подшипников выше 100°C.
Внезапный принудительный останов необходим также при любых ударах в проточной части турбины, при разрыве паропроводов, любом воспламенении на турбине или генераторе.
Остановка без срыва вакуума предусмотрена при следующих отклонениях от нормального режима эксплуатации: при отклонении параметров свежего пара или пара промперегрева на величину: до ±20°C – по температуре и до +0,5 МПа – по давлению свежего пара; при резком, со скоростью более 2°C за минуту изменении температуры свежего пара или пара промперегрева; после 2 минут работы генератора в моторном режиме; при повреждении атмосферных мембран в выхлопном патрубке цилиндра низкого давления; при обнаружении протечек масла.
Системы защиты турбины для мощных паровых турбин предусматривают остановку при достижении следующих величин : при достижении осевого сдвига ротора на –1,5 мм в сторону регулятора или +1,0 мм в сторону генератора (защита срабатывает со срывом вакуума в конденсаторах); при достижении относительного расширения РНД-2 (ротора низкого давления) –3,0 мм (ротор короче корпуса) или +13,0 мм (ротор длиннее корпуса); при повышении температур выхлопных патрубков ЦНД до 90°C и выше; при падении уровня масла в маслобаке на величину 50 мм (необходим немедленный останов турбины).
Работа турбин при полной или частичной постоянной нагрузке предусмотрена в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации. Пуск турбины также регламентируется подробной заводской инструкцией и не допускает отклонений от заданных графиков пуска.