Последовательность монтажа паровой турбины. Пуск турбин с противодавлением
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.
Транскрипт
1 Министерство образования Российской Федерации ГОУ Уральский государственный технический университет УПИ В. Н. Родин, А. Г. Шарапов, Б. Е. Мурманский, Ю. А. Сахнин, В. В. Лебедев, М. А: Кадников, Л. А. Жученко РЕМОНТ ПАРОВЫХ ТУРБИН Учебное пособие под общей редакцией Ю. М. Бродова В. Н. Родина Екатеринбург 2002
2 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ТЭС тепловая электрическая станция АЭС атомная электрическая станция ППР планово-предупредительный ремонт НТД нормативно-техническая документация ПТЭ правила технической эксплуатации СТОИР система технического обслуживания и ремонта САР система автоматического регулирования ЭРП энергоремонтное предприятие ЦЦР цех централизованного ремонта РМУ ремонтно-механический участок РД руководящий документ ОППР отдел подготовки и проведения ремонтов КИП контрольно-измерительные приборы ЛМЗ Ленинградский механический завод ХТЗ Харьковский турбинный завод ТМЗ Турбомоторный завод ВТИ Всесоюзный теплотехнический институт ЦВД цилиндр высокого давления ЦСД цилиндр среднего давления ЦНД цилиндр низкого давления ПНД подогреватель низкого давления ПВД подогреватель высокого давления КТЗ Калужский турбинный завод МПД магнитопорошковая дефектоскопия УЗК ультразвуковой контроль ЦКБ "Энергопрогресс" центральное конструкторское бюро "Энергопрогресс" ВПУ валоповоротное устройство РВД ротор высокого давления РСД ротор среднего давления РНД ротор низкого давления ЧВД часть высокого давления ЧСД часть среднего давления ЧНД часть низкого давления ТВ К токовихревой контроль ЦД цветная дефектоскопия ОТК отдел технического контроля ТУ технические условия МФЛ металлофторопластовая лента НЧВ низкочастотная вибрация ГПЗ главная паровая задвижка ЗАБ золотник автомата безопасности КПД коэффициент полезного действия КОС клапан обратный соленоидный ВТО восстановительная термообработка Т.У.Т. тонны условного топлива Х.Х. холостой ход
3 ПРЕДИСЛОВИЕ Энергетика, как базовая отрасль, определяет "здоровье" экономики страны в целом. Состояние дел в этой отрасли промышленности за последние годы осложнилось. Это определяется рядом факторов: недогруженностью оборудования, что, как правило, приводит к необходимости работы турбин (и другого оборудования ТЭС) на режимах, не соответствующих максимальной экономичности; резким сокращением ввода новых мощностей на ТЭС; моральной и физической старостью почти 60 % энергооборудования; ограниченностью поставок и резким ростом стоимости топлива для ТЭС; нехваткой средств на модернизацию оборудования и других. Паровые турбины являются одним из наиболее сложных элементов современной энергетической установки ТЭС, что определяется высокой частотой вращения роторов, высокими параметрами пара, большими статическими и динамическими нагрузками, действующими на отдельные элементы турбины, и рядом других факторов. Как показано в , повреждаемость паровых турбин составляет % от повреждаемости всего оборудования ТЭС. В связи с этим вопросы своевременного и качественного ремонта паровых турбин являются в настоящее время одними из самых актуальных и сложных среди тех, которые приходится решать работникам ТЭС. В блоках специальных дисциплин стандартов и учебных планов большинства энергетических и энергомашиностроительных специальностей вузов дисциплина "Ремонт паровых турбин", к сожалению, отсутствует. В ряде фундаментальных учебников и учебных пособий по паровым турбинам вопросам их ремонта внимания практически не уделяется. Ряд изданий не отражает современного состояния вопроса. Несомненно, очень полезными для изучения рассматриваемого вопроса являются издания , однако эти работы (по существу монографии) не имеют учебной направленности. Между тем в последние годы появился ряд директивных и методических материалов, регламентирующих вопросы ремонта ТЭС и, в частности, ремонта паровых турбин . Предлагаемое вниманию читателей учебное пособие "Ремонт паровых турбин" рассчитано на студентов вузов, обучающихся по специальностям: Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели, Тепловые электрические станции, Атомные электрические станции и установки. Пособие может быть использовано также в системе переподготовки и повышения квалификации инженерно-технического персонала ТЭС и АЭС. Авторы стремились отразить современные систематизированные представления по вопросам ремонта паровых турбин, в том числе: основные принципы организации ремонта турбин; показатели надежности, характерные повреждения турбин и причины их появления; типовые конструкции и материалы деталей паровых турбин; основные операции, выполняемые при ремонте всех основных деталей паровых турбин. Освещены вопросы центровки, нормализации тепловых расширений и вибросостояния турбоагрегата. Отдельно рассмотрены положения, касающиеся особенностей ремонта турбин в условиях завода-изготовителя. Все эти факторы существенно влияют на эффективность и надежность работы турбоагрегата (турбоустановки) и определяют объем, продолжительность и качество ремонта. В заключение приводятся направления разработок, которые, по мнению авторов, позволят в дальнейшем повысить эффективность всей системы ремонта паровых турбин в целом. При работе над пособием авторы широко использовали современную научно-техническую литературу по ТЭС и АЭС, паровым турбинам и паротурбинным установкам, а также отдельные материалы турбинных заводов, ОАО "ОРГРЭС" и ряда ремонтных энергетических предприятий. Структура и методология представления материала учебного пособия разработаны Ю. М. Бродовым. Общая редакция учебного пособия выполнена Ю. М. Бродовым и В. Н. Родиным. Глава 1 написана В. Н. Родиным, главы 2 и 12 Б. Е. Мурманским, главы 3; 4; 5; 6; 7; 9; И А. Г. Шараповым и Б. Е. Мурманским, глава 8 Л. А. Жученко и А. Г. Шараповым, глава 10 А. Г. Шараповым, глава 13 В. В. Лебедевым и М. А. Кадниковым, глава 14 Ю. А. Сахниным. Авторы благодарят Гурто Ю. М., Сосновского А. Ю., Великовича М. В., Неудачина Г. П., Лебедева В. А. за помощь в написании отдельных глав и высказанные замечания. Авторы выражают благодарность рецензентам за ценные советы и замечания, сделанные во время обсуждения рукописи. Замечания по учебному пособию будут приняты с благодарностью, их следует направлять по адресу: , г. Екатеринбург, К-2, ул. Мира, 19 УГТУ УПИ, Теплоэнергетический факультет, кафедра "Турбины и двигатели". По этому же адресу настоящее учебное пособие можно заказать.
4 Глава 1 ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА ТУРБИН 1.1. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПОЛОЖЕНИЯ 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 плановопредупредительных 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. В соответствии с 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 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
5 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 цикла . 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 нормативнотехнической 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 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
6 "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 % 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 ОБЪЕМЫ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ В распорядительных документах определены номенклатура и типовые объемы ремонтных работ для каждого вида
7 основного оборудования ТЭС. Так, например, при выполнении капитального ремонта турбины проводится: 1. Осмотр и дефектация корпусов цилиндров, сопловых аппаратов, диафрагм и обойм диафрагм, обойм уплотнений, корпусов концевых уплотнений, концевых и диафрагменных уплотнений, устройств для обогрева фланцев и шпилек корпуса, рабочих лопаток и бандажей, дисков рабочих колес, шеек вала, опорных и упорных подшипников, корпусов опор, масляных уплотнений, полумуфт роторов и др. 2. Устранение обнаруженных дефектов. 3. Ремонт корпусных частей цилиндра, в том числе контроль металла корпусов цилиндров, замена при необходимости диафрагм, шабрение плоскостей горизонтальных разъемов корпусов цилиндров и диафрагм, обеспечение центровки деталей проточной части и концевых уплотнений и обеспечение зазоров в проточной части в соответствии с нормами. 4. Ремонт роторов, в том числе проверка прогиба роторов, при необходимости замена проволочных бандажей или ступени в целом, шлифовка шеек и упорных дисков, динамическая балансировка роторов и исправление центровки ротора по полумуфтам. 5. Ремонт подшипников, в том числе предусматривается в случае необходимости замена колодок упорного подшипника, замена или перезаливка вкладышей опорных подшипников, замена уплотнительных гребней масляных уплотнений, шабрение плоскости горизонтального разъема корпусов цилиндров. 6. Ремонт соединительных муфт, в том числе выполняются проверка и исправление излома и смещения осей при спаривании полумуфт (маятник и колено), шабрение торцов полумуфт, обработка отверстий под соединительные болты. 7. Выполняются испытания и снятие характеристик системы регулирования (САР), дефектация и ремонт узлов регулирования и защиты, настройка САР перед пуском турбины. Также проводятся дефектация и устранение дефектов маслосистемы: чистка маслобаков, фильтров и маслопроводов, маслоохладителей, а также проверка плотности маслосистемы. Все дополнительные объемы работ по ремонту или замене отдельных узлов оборудования (сверх установленных распорядительными документами), а также по его реконструкции и модернизации являются сверхтиповыми ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЭС И В ЭНЕРГОРЕМОНТНОМ ПРЕДПРИЯТИИ Ремонт оборудования ТЭС выполняется силами специалистов ТЭС (хозспособ), специализированными энергоремонтными подразделениями энергообъединения (системный хозспособ) или сторонними специализированными энергоремонтными предприятиями (ЭРП). В табл. 1.1 в качестве примера приведены, данные за 2000 г. (с официального сайта РАО "ЕЭС России") по распределению объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и подрядными организациями для энергосистем Уральского региона. Таблица 1.1 Соотношение ремонтных работ выполняемых собственным и привлеченным ремонтным персоналом в некоторых энергосистемах Урала Курганэнерго Оренбургэнсрго Пермьэнерго Свердловэнерго Тюменьэнерго Челябэнерго Хозяйственный способ Подрядный способ 0,431 0,569 0,570 0,430 Организацией ремонтного обслуживания на ТЭС занимаются директор, главный инженер, начальники цехов и отделов, старшие мастера, просто мастера, инженеры отделов и лабораторий. На рис. 1.1 одна из возможных схем управления ремонтом показана лишь в объеме ремонта отдельных частей основного оборудования в отличие от действительной схемы, которая включает в себя и организацию эксплуатации оборудования. У всех руководителей основных подразделений, как правило, имеется по два заместителя: один заместитель по эксплуатации, другой по ремонту. Директор принимает решение по финансовым вопросам ремонта, а главный инженер по техническим, получая информацию от своего заместителя по ремонту и от руководителей цехов. Для ТЭС, основной задачей которых является производство энергии, экономически нецелесообразно производить техническое обслуживание и ремонт оборудования в полном объеме собственными силами. Наиболее целесообразно привлекать для этого специализированные организации (участки). Ремонтное обслуживание оборудования котлотурбинных цехов на ТЭС выполняется, как правило, цехом централизованного ремонта (ЦЦР), который представляет собой специализированное подразделение, способное выполнить ремонт оборудования в необходимом объеме. ЦЦР имеет материальные и технические средства, в том числе: склады имущества и запчастей, служебные кабинеты, оснащенные средствами связи, мастерские, ремонтно-механический участок (РМУ), грузоподъемные механизмы, сварочную технику. ЦЦР может частично или полностью выполнять ремонт котлов, насосов, элементов системы регенерации и вакуумной системы, оборудования химического цеха, арматуры, трубопроводов, электроприводов, элементов газового хозяйства, станочного оборудования, транспортных средств. ЦЦР привлекается также к ремонту системы рециркуляции сетевой воды, обслуживанию ремонтов береговых насосных станций. Из представленной на рис. 1.2 примерной схемы организации ЦЦР видно, что ремонт в машинном зале также разделяется на отдельные операции, осуществление которых ведется специализированными звеньями, группами и бригадами: "проточники" занимаются ремонтом цилиндров и проточной части турбины, "регулировщики" ремонтом узлов системы автоматического регулирования и парораспределения; специалисты по ремонту маслохозяйства занимаются ремонтом маслобака и маслопроводов, фильтров, маслоохладителей и маслонасосов, "генераторщики" ремонтируют генератор и возбудитель. 0,781 0,219 0,752 0,248 0,655 0,345 0,578 0,422
8 Ремонт энергетического оборудования представляет собой целый комплекс параллельных и пересекающихся работ, поэтому при его ремонте все подразделения, звенья, группы, бригады взаимодействуют между собой. Для четкого выполнения комплекса операций, организации взаимодействия отдельных ремонтных подразделений, определения сроков финансирования и поставки запчастей перед началом ремонта разрабатывается график его выполнения. Обычно разрабатывается сетевая модель графика ремонта оборудования (рис. 1.3). Эта модель определяет последовательность проведения работ и возможные сроки начала и окончания основных операций ремонта. Для удобного использования в ремонте сетевая модель выполняется в масштабе суток (принципы построения сетевых моделей представлены в разд. 1.5). Собственный ремонтный персонал электростанций выполняет техническое обслуживание оборудования, часть объемов ремонтных работ при плановых ремонтах, аварийно-восстановительные работы; специализированные ремонтные предприятия, как правило, привлекаются для выполнения капитальных и средних ремонтов оборудования, а также его модернизации. В России создано более 30 ЭРП, крупнейшие из которых "Ленэнергоремонт", "Мос-энергоремонт", "Ростовэнергоремонт", "Сибэнергоремонт", "Уралэнергоремонт" и другие. Организационная структура энергоремонтного предприятия (на примере структуры "Уралэнергоремонта" рис. 1.4) состоит из управления и цехов, наименование цехов указывает на вид их деятельности.
9 Рис Примерная схема организации ЦЦР Например, котельный цех занимается ремонтом котлов, электротехнический цех производит ремонт трансформаторов и аккумуляторных батарей, цех регулирования и автоматики ремонт САРТ паровых турбин и систем автоматики паровых котлов, генераторный цех занимается ремонтом электрогенераторов и двигателей, турбинный цех ремонтом проточной части турбин. Современное ЭРП, как правило, имеет собственную производственную базу, оснащенную механическим оборудованием, грузоподъемными кранами, транспортными средствами. Цех по ремонту турбин обычно занимает второе место в ЭРП по численности персонала после котельного цеха; он также состоит из группы управления и производственных участков. В группе управления цехом начальник и два его заместителя, один из которых занимается организацией ремонтов, а другой подготовкой к ремонтам. Цех по ремонту турбин (турбинный цех) имеет ряд производственных участков. Обычно эти участки базируются на ТЭС в пределах своего региона обслуживания. Участок цеха по ремонту турбин на ТЭС, как правило, состоит из руководителя работ, группы подчиненных ему мастеров и старших мастеров, а также бригады рабочих (слесарей, сварщиков, токарей). Когда на ТЭС начинается капитальный ремонт турбины, руководитель цеха по ремонту турбин направляет туда группу специалистов для выполнения ремонтных работ, которые должны действовать совместно с персоналом имеющегося на ТЭС участка. В этом случае, как правило, руководителем ремонта назначается специалист из состава разъездных ИТР. Когда капитальный ремонт оборудования выполняется на ТЭС, где отсутствует производственный участок ЭРП, туда направляется разъездной (линейный) персонал цеха с руководящим специалистом. Если разъездного персонала недостаточно для выполнения конкретного объема ремонта, к нему привлекаются работники других постоянных производственных участков, базирующихся на других ТЭС (как правило, из своего региона). Руководство ТЭС и ЭРП согласуют все вопросы ремонта, в том числе и назначение руководителя ремонта оборудования (обычно он назначается из состава специалистов генподрядной (генеральной) организации, т. е. ЭРП). Как правило, руководителем ремонта назначается опытный специалист в должности старшего мастера или ведущего инженера. Руководителями по операциям ремонта также назначаются только опытные специалисты в должности не ниже мастера. Если в ремонте участвуют молодые специалисты, то они распоряжением начальника цеха назначаются помощниками к специалистам-наставникам, т. е. мастерам и старшим мастерам, руководящим ключевыми операциями ремонта. В капитальном ремонте оборудования участвует, как правило, собственный персонал ТЭС и несколько подрядных организаций, поэтому от ТЭС назначается руководитель ремонта, который решает вопросы взаимодействия всех подрядчиков; под его же руководством проходят ежедневные текущие совещания, а раз в неделю проводятся совещания у главного инженера ТЭС (лица, несущего персональную ответственность за состояние оборудования в соответствии с действующими РД). Если в ремонте происходят сбои, которые приводят к нарушению нормального хода работ, в совещаниях принимают участие начальники цехов и главные инженеры подрядных организаций.
10 1.4. ПОДГОТОВКА К РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ На ТЭС подготовкой к ремонтам занимаются специалисты отдела подготовки и проведения ремонтов (ОППР) и цеха централизованного ремонта. В их задачи входит: планирование ремонтов, сбор и анализ информации о новых разработках мероприятий по повышению надежности и экономичности оборудования, своевременное распределение заказов на запчасти и материалы, организация доставки и хранения запчастей и материалов, подготовка документации для ремонта, обеспечение обучения и переподготовки специалистов, проведение инспекций по оценке работы оборудования и обеспечению техники безопасности при проведении ремонта. ЦЦР в межремонтные периоды занимается текущим обслуживанием оборудования, подготовкой своих специалистов, пополнением своих ресурсов материалами и инструментом, выполняет ремонт станков, грузоподъемных механизмов и другого ремонтного оборудования. График ремонтов оборудования согласовывается с вышестоящими организациями (управлением энергосистемой, диспетчерским управлением). Одной из важнейших задач подготовки к ремонтам оборудования ТЭС является составление и выполнение комплексного плана-графика подготовки ремонтов. Комплексный план-график подготовки к ремонтам должен разрабатываться на период не менее 5 лет. Комплексный план обычно включает в себя следующие разделы: разработку конструкторской документации, изготовление и приобретение средств ремонта, обучение специалистов, объемы строительства, ремонт оснастки, ремонт станочного парка, ремонт транспортных средств, социальные и бытовые вопросы. Долговременный комплексный план подготовки к ремонтам является документом, определяющим основное направление деятельности ремонтных подразделений ТЭС по совершенствованию ремонтного обслуживания и подготовке к ремонтам. При подготовке плана определяется наличие на ТЭС средств, необходимых для выполнения ремонтов, а также потребность в приобретении инструментов, технологий, материалов и другое. Следует различать средства ремонта и ресурсы ремонта. Средства ремонта это совокупность изделий, приспособлений и различной техники, а также различных материалов, с помощью которых выполняется ремонт; к ним относятся: стандартный инструмент, изготавливаемый машиностроительными предприятиями или фирмами и покупаемый ремонтными предприятиями в объеме годовой потребности (ключи, сверла, фрезы, молотки, кувалды и т. п.); стандартный пневмо- и электроинструмент, изготавливаемый заводами типа "Пневмостроймаш" и "Электромаш"; стандартные металлообрабатывающие станки, изготавливаемые машиностроительными заводами России и зарубежных стран; приспособления, изготавливаемые машиностроительными заводами по договорам с ремонтными предприятиями; приспособления, спроектированные и изготовленные собственно ремонтными предприятиями по договорам между собой; приспособления, изготовленные заводами и поставляемые на объекты монтажа вместе с основным оборудованием. Для ориентации в средствах ремонта ремонтные подразделения должны иметь перечни оснастки, которые постоянно корректируются и обновляются. Эти перечни чрезвычайно велики; они состоят из ряда разделов: станки, металлорежущий инструмент, измерительный инструмент, ручные пневмомашины, ручные электромашины, инструмент слесарный, приспособления общие, приспособления технологические, оснастка организационная, такелаж, сварочная техника, транспортные средства, средства защиты. Под ресурсами ремонта следует понимать совокупность средств, определяющих, "как делать ремонт"; к ним относятся информация: о конструктивных особенностях оборудования; технологии ремонта; конструкции и технических возможностях ремонтной оснастки; в порядке разработки и оформления финансовых и технических документов; правилах организации ремонта на ТЭС и правилах внутреннего распорядка заказчика; правилах техники безопасности; правилах оформления табелей рабочего времени и документов на списание изделий и материалов; особенностях работы с ремонтным персоналом при подготовке и проведении ремонтной компании. В процессе подготовки к ремонту стандартный и технологический инструмент должен быть скомплектован и отревизирован, все ремонтные подразделения укомплектованы и в них назначены руководители, отработана система взаимосвязи руководителей работ с руководством заказчика; весь ремонтный персонал должен иметь действующие (не просроченные) удостоверения на допуск к работам согласно Правилам техники безопасности.
13 1.5. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ПРОИЗВОДСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ При проведении ремонта оборудования ТЭС характерны следующие основные особенности: 1. Динамичность производства ремонтных работ, проявляющаяся в необходимости высокого их темпа, привлечения значительного количества ремонтного персонала на широком фронте параллельно ведущихся работ, непрерывного поступления информации о вновь выявленных дефектах оборудования и изменении объемов (ремонтным работам присущ вероятностный характер планируемого объема работ и строгая определенность сроков выполнения всего комплекса работ). 2. Многочисленность технологических связей и зависимостей между различными работами по ремонту отдельных агрегатов в пределах ремонтируемого оборудования, а также между узлами каждого агрегата. 3. Нестандартность многих ремонтных процессов (каждый ремонт отличается от предыдущего своими объемами и условиями производства работ). 4. Различные ограничения в материальных и людских ресурсах. В период производства работ достаточно часто приходится отвлекать персонал и материальные ресурсы для неотложных нужд действующего производства. 5. Жесткие сроки выполнения ремонтных работ. Все перечисленные особенности ремонта энергетического оборудования приводят к необходимости рационального планирования и управления ходом ремонтных работ, обеспечивающими выполнение основной задачи . Моделирование процессов капитального ремонта позволяет имитировать процесс ремонта оборудования, получать и анализировать соответствующие показатели и на этой основе принимать решения, направленные на оптимизацию объемов и сроков производства работ. Линейная модель это последовательный (и параллельный, если работы независимы) набор всех работ, который позволяет подсчетом по горизонтали определить продолжительность всего комплекса работ, а подсчетом по вертикали календарную потребность в персонале, оборудовании и материалах. Получаемый в целом линейный график (рис. 1.5) представляет собой графическую модель решаемой задачи и относится к группе аналоговых моделей. Метод линейного моделирования применяется при ремонте сравнительно несложного оборудования или при производстве небольших объемов работ (например, текущих ремонтов) на сложном оборудовании. Линейные модели не способны отразить основные свойства моделируемой ремонтной системы, так как в них отсутствуют связи, определяющие зависимости одной работы от другой. В случае любого изменения ситуации в ходе производства работ линейная модель перестает отображать реальный ход событий и в нее невозможно внести существенные изменения. В этом случае линейную модель необходимо строить заново. Линейные модели не могут быть использованы в качестве инструмента управления при производстве сложных комплексов работ. Рис Пример линейного графика Сетевая модель это особый вид операционной модели, обеспечивающей с любой необходимой точностью детализации отображение состава и взаимосвязи всего комплекса работ во времени. Сетевая модель поддается математическому анализу, позволяет определять реальный календарный план, решать задачи рационального использования ресурсов, оценивать эффективность решений руководителей еще до того, как они будут переданы для исполнения, оценивать фактическое состояние комплекса работ, прогнозировать будущее состояние, своевременно обнаруживать "узкие места" .
14 Составными частями сетевой модели являются сетевой график, представляющий собой графическое отображение технологического процесса ремонта, и информация о ходе ремонтных работ. Основными элементами сетевого графика являются работы (отрезки) и события (кружки). Различаются три вида работ: действительная работа работа, требующая затрат времени и ресурсов (трудовых, материальных, энергетических и других); ожидание процесс, требующий затрат только времени; фиктивная работа зависимость, не требующая затрат времени и ресурсов; фиктивная работа используется для изображения объективно существующих технологических зависимостей между работами. Работа и ожидание в сетевом графике отображаются сплошной стрелкой. Фиктивная работа отображается пунктирной стрелкой. Событие в сетевой модели является результатом выполнения конкретной работы. Например, если рассматривать в качестве работы "устройство лесов", то результатом этой работы будет событие "устройство лесов закончено". Событие может быть простым или сложным, в зависимости от результатов выполнения одной, двух или большего количества входящих работ, а также может не только отражать факты завершения входящих в него работ, но и обусловливать возможность начала одной или нескольких выходящих из него работ. Событие, в отличие от работы, не имеет продолжительности, его характеристикой является время совершения. По месту нахождения и роли в сетевой модели события подразделяются на следующие: исходное событие, совершение которого означает возможность начала выполнения комплекса работ; оно не имеет ни одной входящей работы; завершающее событие, совершение которого означает окончание выполнения комплекса работ; оно не имеет ни одной выходящей работы; промежуточное событие, совершение которого означает окончание всех входящих в него работ и возможность начала выполнения всех выходящих работ. События по отношению к выходящим из них работам называются начальными, а по отношению к входящим работам конечными. Сетевые модели, имеющие одно завершающее событие, называются одноцелевыми. Основным признаком комплекса ремонтных работ является наличие системы выполнения работ. В связи с этим существует понятие предшествования и непосредственного предшествования. Если работы не связаны между собой условием предшествования, то они являются независимыми (параллельными), поэтому при изображении ремонтного процесса в сетевых моделях последовательно (в цепочке) могут изображаться только работы, связанные между собой условием предшествования. Первичной информацией о ремонтных работах сетевой модели является объем работы, выраженный в натуральных единицах. По объему работ на основании норм может быть определена трудоемкость работы в человеко-часах (чел-ч), а зная оптимальный состав звена, можно определить продолжительность выполнения работы. Основные правила построения сетевого графика В графике должна быть четко отображена технологическая последовательность выполнения работ. Примеры отображения такой последовательности приведены ниже. Пример 1. После "останова и расхолаживания турбины" можно начать "разборку изоляции" цилиндров эта зависимость изображается так: Пример 2. После окончания работ "укладка РВД в цилиндр" и "укладка РСД в цилиндр" можно начать работу "центровка роторов" эта зависимость изображена ниже: Пример 3. Для начала работы "вскрытие крышки ЦВД" необходимо закончить работы "разборка крепежа горизонтального разъема ЦВД" и "разборка муфты РВД РСД", а для "проверки центровки РВД РСД" достаточно окончания работы "разборка муфты РВД РСД" эта зависимость изображена ниже:
15 В сетевых графиках ремонта энергооборудования не должно быть циклов, так как циклы свидетельствуют об искажении взаимосвязи между работами, поскольку каждая из этих работ оказывается предшествующей самой себе. Пример такого цикла приведен ниже: В сетевых графиках не должно быть ошибок типа: тупики первого рода наличие событий, не являющихся исходными и не имеющих входящих работ: тупики второго рода наличие событий, не являющихся завершающими и не имеющих выходящих работ: Все события сетевого графика должны быть пронумерованы. К нумерации событий предъявляются следующие требования: нумерация должна производиться последовательно, числами натурального ряда, начиная с единицы; номер конечного события каждой работы должен быть больше номера начального события; выполнение этого требования достигается тем, что событию присваивается номер только после того, как будут пронумерованы начальные события всех входящих в него работ; нумерация должна производиться по цепочкам слева направо, в пределах графика сверху вниз; шифр работы графика определен номером начального и конечного событий. В сетевом графике каждое событие может быть изображено только 1 раз. Каждый из номеров может быть присвоен только одному конкретному событию. Аналогично, каждая работа в сетевом графике может быть изображена только 1 раз, а каждый шифр может быть присвоен только одной работе. Если по технологическим причинам две или несколько работ имеют общие начальное и конечное события, то, чтобы исключить одинаковое обозначение работ, вводится дополнительное событие и фиктивная работа: Построение сетевых моделей ремонта это достаточно трудоемкая задача, поэтому в последние годы выполнен ряд работ по созданию компьютерных программ, предназначенных для построения сетевых графиков .
16 1.6. ОСНОВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ПРОЦЕССЕ ПОДГОТОВКИ И ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ При подготовке и проведении ремонта энергетического оборудования используется большое количество различных документов, в том числе: распорядительные, финансовые, хозяйственные, конструкторские, технологические, ремонтные, документы по технике безопасности и другие. Перед началом ремонта необходимо подготовить соответствующие распорядительные и финансовые документы: приказы, договора, акты о готовности оборудования к ремонту, ведомость дефектов оборудования, ведомость объема работ, сметы на производство работ, акты освидетельствования грузоподъемных механизмов. В том случае если для выполнения ремонта привлекается подрядная организация, то она подготавливает договор на выполнение ремонта и смету стоимости ремонтных работ. В составленном договоре определяется статус подрядчика, стоимость ремонтных работ, обязанности сторон относительно порядка содержания командированного персонала и порядка взаимных расчетов . В составленной смете перечисляются все работы, связанные с ремонтом, их наименования, количество, цены, указываются все коэффициенты и дополнения, связанные с курсом цен на период заключения договора о ремонте. Для оценки стоимости работ, как правило, применяются прейскуранты и справочники, нормативы времени, ведомости объема работ, тарифные справочники. На отдельные виды работ составляется специальная калькуляция; в случае определения стоимости работ по калькуляции применяются справочники норм времени на данные виды работ. После подписания заказчиком и исполнителем договора и сметы вступают в силу все последующие документы, определяющие финансовое обеспечение ремонта, в том числе (укрупненно): ведомости на приобретение инструмента; ведомости на приобретение материалов и запчастей; ведомости на выдачу спецодежды, мыла, рукавиц; ведомости на выдачу командировочного содержания (суточные, оплата гостиницы, оплата транспорта и т. п.); путевые листы на перевозку средств ремонта; доверенности на материальные ценности; платежные требования. На ТЭС и в ЭРП имеются архивы, в которых хранятся документы, необходимые для организации (подготовки) и проведения ремонта. Технические условия на ремонт нормативно-технический документ, содержащий технические требования, показатели и нормы, которым должно удовлетворять конкретное изделие после капитального ремонта . Руководство по капитальному ремонту нормативно-технический документ, содержащий указания по организации и технологии ремонта, технические требования, показатели и нормы, которым должно удовлетворять конкретное изделие после капитального ремонта . Чертежи ремонтные чертежи, предназначенные для ремонта деталей, сборочных единиц, сборки и контроля отремонтированного изделия, изготовления дополнительных деталей и деталей с ремонтными размерами . Карта измерений технологический документ контроля, предназначенный для регистрации результатов измерения контролируемых параметров с указанием подписей исполнителя операции, руководителя работ и контролирующего лица . Кроме того, в архиве хранятся чертежи оборудования, комплект документов на технологический процесс ремонта оборудования, технологические инструкции на отдельные специальные операции ремонта. На ТЭС в архиве также должна храниться документация о ранее выполненных ремонтах оборудования. Эти документы комплектуются по станционным номерам оборудования; они хранятся в отделе подготовки ремонтов, частично у начальника турбинного цеха, а также у руководителя ЦЦР. Комплектование и хранение этих документов позволяет постоянно накапливать информацию о ремонтах, которая служит как бы "историей болезни" оборудования. Перед началом ремонта оборудования в цехе ЭРП разрабатывается список работников и лиц, ответственных за производство работ; издается и утверждается приказ о назначении руководителя ремонта и список работников с указанием их должностей и квалификации. Назначенный руководитель ремонта составляет список необходимых для работы документов. В нем обязательно присутствуют: бланки финансовые (сметы, акты формы 2, дополнительные соглашения, табели рабочего времени), бланки учета рабочего времени, бланки линейных графиков, амбарные книги для ведения журналов (технического и сменных заданий), списки лиц, ответственных по нарядам-допускам, и формы на списание материалов и инструмента. В ходе ремонта необходимо документально отразить состояние основного оборудования и его частей, оформить протоколы о контроле металла оборудования и запасных частей, пересмотреть график ремонта в случае необходимости уточнения состояния оборудования, оформить технические решения о ремонте с устранением дефектов оборудования нестандартными способами. Руководитель ремонта в процессе его проведения проводит разработку и оформление следующих основных документов: акт на выявленные дефекты при осмотре элементов оборудования во время разборки (вторая оценка состояния оборудования); акт на обоснование изменения директивного срока ремонта в зависимости от выявленных дефектов; протоколы совещаний по важнейшим проблемам ремонта, например: перелопачивание ступеней, перемонтаж опор, замена ротора и тому подобное; уточненный график работ в связи с изменением объема работ; финансовые документы: дополнительное соглашение к договору и дополнительная смета, текущие акты приемки выполненных работ; заявки на новые запасные части и узлы для заказчика: рабочие лопатки, диски, обоймы, диафрагмы и тому подобное; акты поузловой приемки оборудования из ремонта; технические решения на нетиповые работы с применением нестандартной технологии;
ЛОКАЛЬНЫЙ СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ (локальная смета) Ремонт муфты РВД-РНД турбины 1 Читинской ТЭЦ-1 типа ПТ-60-90 ТЭЦ-1 (наименование работ и затрат, наименование объекта) пп Шифр и номер позиции норматива Наименование
ГОСТ 18322-78 Группа Т00 МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ТЕХНИКИ Термины и определения МКС 01.040.03 03.080.10 Equipment maintenance and repair system. Terms and
ПАСПОРТ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКИ (ПО ПРОФИЛЮ СПЕЦИАЛЬНОСТИ) ПО ПРОФЕССИОНАЛЬНОМУ МОДУЛЮ ПМ.01 Обслуживание котельного оборудования на тепловых электрических станциях Область применения
#09, сентябрь 2015 УДК 658.5 Организация ремонта оборудования на предприятии специального машиностроения Дышеков А.И., студент Россия, 105005, г. Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, кафедра «Стартовые ракетные
ПАСПОРТ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ ПМ.01Обслуживание электрооборудования электрических станций, сетей и систем Область применения программы Рабочая программа профессионального модуля (далее
Альных условиях эксплуатации энергоблоков в 80-х годах. Правильность такого выбора подтверждаются статистическими данными о максимальной наработки энергоблоков в этот период и о достаточно высоком уровне
Модернизация паровых турбин К-300-240 производства ОАО «Силовые машины» Докладчик: А.С. Лисянский к.т.н., главный конструктор паровых турбин, Соавторы: А.Г. Долганов инженер-конструктор, А.Л. Некрасов
ПАСПОРТ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКИ (ПО ПРОФИЛЮ СПЕЦИАЛЬНОСТИ) ПО ПРОФЕССИОНАЛЬНОМУ МОДУЛЮ ПМ.01 Обслуживание электрооборудования электрических станций, сетей и систем Область применения
ОРГАНИЗАЦИЯ СОТРУДНИЧЕСТВА ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ (ОСЖД) II издание Разработано экспертами Комиссии ОСЖД по инфраструктуре и подвижному составу 23-25 августа 2005 г., г.варшава, Республика Польша Утверждено совещанием
Основные понятия и определения. Виды технического состояния объекта. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Техническое обслуживание (согласно ГОСТ18322-78) это комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности
Teplo_Energo_Badaguev.qxd 09.02.2010 11:21 Page 1 Б. Т. Бадагуев ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК Безопасность при эксплуатации Приказы, инструкции, журналы, положения Москва 2010 Teplo_Energo_Badaguev.qxd
Утверждена приказом председателя Комитета государственного энергетического надзора и контроля Республики Казахстан от 20 года Методика расчета норм расхода запасных частей и комплектующих изделий на ремонтно-эксплуатационные
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ивановский государственный энергетический университет
ОРГАНИЗАЦИЯ, ПЛАНИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ СТРОИТЕЛЬСТВА И СТРОИТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА ОБЩИЕ ДАННЫЕ Предметом изучения дисциплины «Организация планирование и управление строительством»
ПАСПОРТ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ ПМ.01 Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло- и топливоснабжения Область применения программы Рабочая программа профессионального
АО «УРАЛЭНЕРГОРЕМОНТ», созданное в 1948 году, является одним из ведущих специализированных предприятий России, выполняющим все виды ремонтов, монтажи и реконструкции энергетического оборудования любой
Приложение 1. Техническое задание на насос водокольцевой вакуумный (без электродвигателя) для откачки паров ДМФ производства синтетического волокна «Нитрон-2» 1. Наименование и область применения. 1.1
1 ПАСПОРТ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ ПМ.02 Обслуживание турбинного оборудования на тепловых электрических станциях 1.1 Область применения рабочей программы Рабочая программа профессионального
Типовые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сборник ТВ 17-1. Монтаж оборудования и трубопроводов электрических станций и гидротехнических сооружений. Стационарные
Гранд-СМЕТА ЛОКАЛЬНЫЙ СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ 1 Капитальный ремонт турбоагрегата ст. 2 с ремонтом проточной части (наименование работ и затрат, наименование объекта) пп Обоснование Наименование Ед. изм. Кол. Всего
ПРИКЛАДНАЯ ЭКОНОМИКА В.Н. Дорман, канд. экон. наук, доц., Н.Т. Баскакова 1, г. Магнитогорск к вопросу Оптимизации затрат на ремонт металлургического оборудования 2 В статье выделяются этапы работ по оптимизации
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ П О С Т А Н О В Л Е Н И Е от 10 мая 2017 г. 543 МОСКВА О порядке оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон В соответствии с Федеральным
ПАСПОРТ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ ПМ.01 Обслуживание котельного оборудования на тепловых электрических станциях Область применения программы Рабочая программа профессионального модуля
АННОТАЦИИ РАБОЧИХ ПРОГРАММ ПРОФЕССИОНАЛЬНЫХ МОДУЛЕЙ ППССЗ по специальности СПО 13.02.02 Теплоснабжение и теплотехническое оборудование АННОТАЦИЯ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПМ 01. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО
ТЕРРИТОРИАЛЬНЫЕ СМЕТНЫЕ НОРМАТИВЫ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫЕ ЕДИНИЧНЫЕ РАСЦЕНКИ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ТЕРмр 2001 ЯРОСЛАВСКАЯ ОБЛАСТЬ ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СМЕТНЫХ НОРМ Ярославль
АННОТАЦИИ РАБОЧИХ ПРОГРАММ ПРОФЕССИОНАЛЬНЫХ МОДУЛЕЙ по специальности СПО 13.02.02 Теплоснабжение и теплотехническое оборудование АННОТАЦИЯ РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЫ ПМ 01. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
МИНИСТЕРСТВО ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОГО ХОЗЯЙСТВА РСФСР ПРИКАЗ от 20 апреля 1989 г. N 117 О ВВЕДЕНИИ ТИПОВОЙ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ТРАМВАЙНЫХ ВАГОНОВ И ТРОЛЛЕЙБУСОВ В целях совершенствования
УТВЕРЖДЕН приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 014 г. ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ Машинист котлов I. Общие сведения Эксплуатационное обслуживание котельного оборудования
Требования по готовности РУ для АЭС-2006 и способы их выполнения в проекте 1 Требования технических заданий на разработку проектов АЭС-2006 и РУ по готовности реакторных установок В технических заданиях
ОРГАНИЗАЦИЯ СОТРУДНИЧЕСТВА ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ (ОСЖД) II издание Разработано экспертами Комиссии ОСЖД по инфраструктуре и подвижному составу 5-7 сентября 2005 г., г.варна, Республика Болгария Утверждено совещанием
Стр. 1 из 6 Термины, определения и сокращения В тексте Положения использованы следующие термины: Элементы здания и сооружения конструкции и технические устройства, составляющие здание и сооружение, предназначенные
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.
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.
Общие сведения.
На судах морского флота эксплуатируются главные и вспомогательные паровые турбомеханизмы (турбогенераторы, турбонасосы, турбовентиляторы); все они проходят ежегодные освидетельствования, при которых производится: наружный осмотр, готовность к действию, работа в действии, исправность маневренных и пусковых устройств и устройств дистанционного управления, а также проверяется исправность навешанных и приводных механизмов.
Техническое обслуживание
паровой турбины включает проведение планово-предупредительных осмотров (ППО) и ремонтов (ППР), регулировку и настройку элементов турбин, устранение неисправностей, проверку аппаратуры на соответствие техническим условиям, восстановление утраченных свойств, а также выполнение мероприятий по сохранению турбин при их бездействии.
В зависимости от объёма и характера выполняемых работ ТО подразделяются на ежедневные, ежемесячные и ежегодные.
Ежедневное ТО включает следующие основные операции:
- визуальный осмотр;
- удаление протечек топлива, масла и воды;
- удаление следов коррозии;
- измерение вибрации.
Демонтаж и разборка турбин
. Согласно инструкции завода-изготовителя производят плановые вскрытия турбин. Цель вскрытия турбин — оценка технического состояния деталей, очистка её проточной части от коррозии, нагара и накипи.
К разборке турбины приступают не ранее чем через 8-12 часов после её остановки, то есть после охлаждения, когда температура стенок корпуса станет равной температуре окружающего воздуха (около 20 С).
Если турбина демонтируется для транспортировки в цех, то соблюдают следующий порядок работ по демонтажу:
- отключают турбину от поступающего пара;
- спускают или откачивают воду из конденсатора;
- откачивают масло из турбины или спускают его, освободив масляную систему;
- снимают арматуру и контрольно-измерительные приборы;
- отсоединяют трубопроводы, непосредственно соединенные с турбиной, или мешающие демонтажу её с фундамента;
- снимают обшивку турбины и изоляцию;
- разбирают поручни, снимают площадки и щиты;
- снимают быстрозапорный клапан ресивера и байпасные клапаны;
- разобщают ротор турбины от редуктора;
- заводят стропы и закрепляют их к грузоподъёмному устройству;
- отдают фундаментные болты и снимают турбину с фундамента. Подрыв крышки статора производят отжимными болтами, а подъём
(опускание) её и ротора производят специальным приспособлением. Это приспособление состоит из четырёх винтовых колонок и механизмов подъёма. На винтовых колонках закреплены линейки для контроля высоты подъёма крышки статора или ротора турбины. При подъёме крышки или ротора через каждые 100-150 мм делают остановку и проверяют равномерность их подъёма. Также поступают и при их опускании.
Дефектоскопия и ремонт.
Дефектоскопия турбины выполняетется в два этапа: до вскрытия и после вскрытия в процессе разборки. До вскрытия турбины с помощью штатных контрольно-измерительных приборов измеряются: осевой разбег ротора в упорном подшипнике, масляные зазоры в подшипниках, зазоры в предельном регуляторе частоты вращения.
К характерным дефектам паровой турбины относят: деформацию фланцев разъёма статора, трещины и коррозию внутренних полостей статора; деформацию и неуравновешенность ротора; деформацию рабочих дисков (ослабление их посадки на валу ротора), трещины в районе шпоночных пазов; эрозионное изнашивание, механические и усталостные разрушения рабочих лопаток; деформация диафрагм; эрозионное изнашивание и механические повреждения соплового аппарата и направляющих лопаток; изнашивание колец концевых и промежуточных уплотнений, подшипников.
При эксплуатации турбины в основном происходят тепловые деформации деталей, вызванные нарушениями Правил технической эксплуатации.
Тепловые деформации возникают в результате неравномерного прогревания турбины при её подготовке к пуску и при остановке.
Работа неуравновешенного ротора вызывает вибрацию турбины, что может привести к обрыву лопаток и бандажа, к разрушению уплотнений и подшипников.
Корпус паровой турбины
выполняется с горизонтальным разъёмом, который делит его на две половины. Нижняя половина — корпус, а верхняя — крышка.
Ремонт заключается в восстановлении плотности плоскости разъёма корпуса из-за коробления. Коробление плоскости разъёма при зазорах до 0,15 мм устраняют шабрением. После окончания шабрения крышку устанавливают на место и щупом проверяют наличие местных зазоров, которые не должны быть больше 0,05 мм. Трещины, свищи и коррозионные раковины в корпусе турбины разделывают и устраняют сваркой и наплавкой.
Роторы паровых турбин
. В главных турбинах роторы чаще всего изготавливают цельноковаными, а у вспомогательных — ротор обычно сборный, состоящий из вала и рабочего колеса турбины.
Деформацию ротора (изгиб), который не превышает 0,2 мм, удаляют механической обработкой, до 0,4 мм — термической правкой, а свыше 0,4 мм — термомеханической правкой.
Ротор с трещинами заменяют. Износ шеек устраняют шлифованием. Овальность и конусообразность шеек допускается не более 0,02 мм.
Рабочие диски.
Диски с трещинами заменяют. Деформацию дисков выявляют по торцевому биению и, если оно не превышает 0,2 мм, его устраняют проточкой торца диска на станке. При большей величине деформации диски подвергают механической правке или замене. Ослабление посадки диска на валу устраняют хромированием его посадочного отверстия.
Лопатки дисков.
На лопатках возможен эрозионный износ и, если он не превышает 0,5-1,0 мм, то их запиливают и шлифуют вручную. При больших разрушениях лопатки заменяют. Новые лопатки изготавливают на турбостроительных заводах. Перед установкой новых лопаток их взвешивают.
При наличии механических повреждений и отрыва ленточного бандажа рабочих лопаток его заменяют, для чего удаляют старый бандаж.
Диафрагмы турбин.
Любая диафрагма состоит из двух половин: верхней и нижней. Верхняя половина диафрагмы устанавливается в крышке корпуса, а нижняя — в нижней половине корпуса турбины. Ремонт связан с устранением коробления диафрагмы. Коробление диафрагмы определяют на плите пластинами щупа, для этого диафрагму укладывают ободом со стороны выхода пара на плиту и щупом проверяют наличие зазоров между ободом и плитой.
Коробление устраняют шлифованием или шабрением торца обода по плите на краску. Затем по пришабренному торцу обода диафрагмы, пришабривают посадочный паз в корпусе турбины со стороны выхода пара. Это делают для достижения плотного прилегания диафрагмы к корпусу, с целью уменьшить протечки пара. При наличии трещин на ободе диафрагмы её заменяют.
Лабиринтовые (концевые) уплотнения
. По конструкции лабиринтовые уплотнения могут быть простого типа, эластичного ёлочного типа, эластичного гребёнчатого типа. При ремонте уплотнений втулки и сегменты лабиринтовых уплотнений с повреждениями меняют, устанавливая радиальные и осевые зазоры согласно техническим условиям на ремонт.
Опорные подшипники в турбинах
могут быть скольжения и качения. В главных судовых паровых турбинах используют подшипники скольжения. Ремонт таких подшипников аналогичен ремонту подшипников дизеля. Величина установочного масляного зазора зависит от диаметра шейки вала ротора. При диаметре шейки вала до 125 мм, установочный зазор составляет 0,12-0,25 мм, а предельно допустимый — 0,18-0,35 мм. Подшипники качения (шариковые, роликовые) устанавливают в турбинах вспомогательных механизмов и ремонту они не подлежат.
Статическая балансировка дисков и роторов
. Одной из причин, вызывающих вибрацию у турбины, является неуравновешенность вращающихся ротора и дисков. У вращающихся деталей может быть одна или несколько неуравновешенных масс. В зависимости от их расположения возможна статическая или динамическая неуравновешенность масс. Статическую неуравновешенность можно определить статически, без вращения детали. Статической балансировкой называют совмещение центра тяжести с её геометрической осью вращения. Это достигается снятием металла с тяжёлой части детали или добавлением его на её лёгкую часть. Перед балансировкой проверяют радиальное биение ротора, которое должно быть не более 0,02 мм. Статическую балансировку деталей, работающих при частоте вращения до 1000 мин-1, производят в один этап, а при большей частоте вращения — в два этапа.
На первом этапе деталь уравновешивают до безразличного её состояния, при котором она останавливается в любом положении. Это достигается путём определения положения тяжёлой точки, а затем с противоположной стороны подбирают и крепят уравновешивающий груз.
После уравновешивания детали на её лёгкой стороне взамен временного груза закрепляют постоянный груз, или с тяжёлой стороны снимают соответствующее количество металла и на этом балансировку завершают.
Второй этап балансировки заключается в устранении остаточной неуравновешенности (дисбаланса), оставшейся за счёт инерции детали и наличия трения между ними и опорами. Для этого поверхность торца детали делят на шесть-восемь равных частей. Затем, деталь с временным грузом устанавливают так, чтобы он оказался в горизонтальной плоскости (точка 1). В этой точке массу временного груза увеличивают до тех пор, пока деталь не выйдет из состояния равновесия и не начнёт вращаться. После этой операции груз снимают и взвешивают на весах. В такой же последовательности выполняют работу и для остальных точек детали. По полученным данным строят кривую, которая при точном выполнении балансировки должна иметь форму синусоиды. На этой кривой находят точки максимума и минимума. Точке максимума кривой соответствует лёгкое место детали, а точке минимума — тяжёлое место. Точность статической балансировки оценивается по неравенству:
где К
— масса уравновешивающего груза, г;
R
— радиус установки временного груза, мм;
G
— масса ротора, кг;
Lст
— предельно допустимое смещение центра тяжести детали от её оси вращения, мкм. Предельно допустимое смещение центра тяжести детали находят по диаграмме предельно допустимых смещений центра тяжести при статической балансировке, по паспортным данным турбины или по формуле:
где n — частота вращения ротора, с-1.
Динамическая балансировка. При динамической балансировке все массы ротора приводятся к двум массам, лежащим в одной диаметральной плоскости, но по разные стороны от оси вращения. Динамическую неуравновешенность можно определить только по центробежным силам, возникающим при вращении детали с достаточной скоростью. Качество динамической балансировки оценивается величиной амплитуды колебаний ротора при критической частоте его вращения. Балансировка производится на специальном стенде в заводских условиях. Стенд имеет опоры маятникового или качающегося типа (типы стендов 9В725, 9А736, МС901, ДБ 10 и др.). Ротор турбины укладывают на два пружинистых подшипника, установленные на опорах станины, и соединяют с электродвигателем. Вращая электрическим двигателем ротор турбины определяют его критическую частоту вращения, измеряя при этом поочерёдно максимальные амплитуды колебаний шеек ротора с каждой стороны. Затем, каждую сторону ротора размечают по окружности на 6-8 равных частей и рассчитывают массу пробного груза для каждой стороны. Балансировку начинают со стороны подшипника, имеющую большую амплитуду колебаний. Второй подшипник закрепляют. Пробный груз крепят в точке 1 и измеряют максимальную амплитуду колебаний шейки ротора при критической частоте его вращения. Потом груз снимают, крепят его в точке 2 и операцию повторяют. По полученным данным строят график, по которому определяют максимальную и минимальную амплитуды и среднее значение амплитуды, а по её величине — массу уравновешивающего груза. Подшипник с большей амплитудой колебаний закрепляют, а второй — освобождают от крепления. Повторяется операция балансировки второй стороны в той же последовательности. Оценка результатов балансировки производится по неравенству:
где aocт — амплитуда колебаний концов ротора, мм;
R — радиус крепления балансирующего груза, мм;
G — часть массы ротора, приходящаяся на данную опору, кг;
Lcт — допустимое смещение центра тяжести от оси вращения ротора при динамической балансировке, мкм.
Сборка турбины включает центровку ротора и диафрагм.
Центровка ротора. До центровки ротора подгоняют подшипники скольжения по постелям и шейкам ротора. Потом производят центровку ротора относительно оси расточки под обоймы концевых уплотнений турбины. Во время центровки ротора и диафрагм используют фальшвал (технологический вал), который укладывают на подшипники. Затем измеряют зазоры между шейкой вала и цилиндрической поверхностью под уплотнения в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Допустимое смещение оси ротора относительно оси расточек под уплотнения допускается до 0,05 мм. Равенство зазоров указывает на хорошую центровку, а если нет, то производится центровка оси ротора.
Закрытие турбины. Перед укладкой ротора его шейки и подшипники смазывают чистым маслом. Затем ротор укладывают на подшипники и опускают крышку. После обжатия крышки проверяется лёгкость вращения ротора. Для уплотнения плоскостей разъёма турбины, работающей при давлении выше 3,5 МПа и температуре до 420 С, используется паста «Герметик», или другие мастики. При этом резьбу гаек, шпилек и простых болтов покрывают тонким слоем графита, а призонные болты смазывают ртутной мазью.
Испытания турбин после ремонта. Отремонтированные турбомеханизмы должны испытывать сначала на стенде СРЗ, затем проводить швартовные и ходовые испытания. При отсутствии стендов на СРЗ, турбомеханизмы подвергают только швартовным и ходовым испытаниям. Швартовные испытания состоят из обкатки, регулировки и проверки турбомеханизмов по программе стендовых испытаний.
Всю подготовку к пробному пуску турбинной установки (проверку действия клапанов, прогревание турбины и паропроводов, смазочной системы и т.д.) производят в полном соответствии с «Правилами обслуживания судовых паровых турбин и ухода за ними». Кроме этого производят прокачку смазочной системы и подшипников горячим маслом при температуре 40-50 С с помощью смазочного насоса. Для очистки смазочной системы от загрязнений перед подшипниками устанавливают временные фильтры из медной сетки и марли и т.п. Их периодически вскрывают, промывают и вновь ставят на место. Прокачивают масло до тех пор, пока на фильтрах не будут осадка загрязнений. После прокачки масло из расходной цистерны сливают, цистерну очищают и заполняют свежим маслом.
Перед пуском турбину проворачивают валоповоротным устройством, при этом внимательно прослушивают стетоскопом места расположения подшипников турбины и редуктора, район проточной части, уплотнений и зубчатых зацеплений. При отсутствии каких-либо замечаний производят проворачивание ротора турбины паром, доводя его вращение до частоты 30-50 мин -1, и сразу же перекрывают пар. Вторичный пуск турбины осуществляют в том случае, если не обнаружено никаких неисправностей при проворачивании.
При всяком постороннем звуке в турбине её немедленно останавливают, производят осмотр, выявляют причины неисправностей и принимают меры к их устранению.
Работа турбомеханизма на холостом ходу проверяется с постепенным увеличением частоты вращения ротора турбины до номинального значения и одновременно — действие регулятора частоты вращения, быстрозапорного клапана, ваккум-конденсатора и др.
При ходовых испытаниях определяют технические и экономические показатели турбомеханизма на всех режимах работы.
