Технология ремонта турбины

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Типизация процесса

Анализируя техпроцесс ремонта турбины на фундаменте станции, можно заметить, что операции часто повторяются, так как некоторые узлы турбины имеют одинаковые детали и отличаются только размерами, поэтому повторяющиеся операции можно сделать типовыми и оформить их в виде технологических карт схематично и с текстом.

Построение схемы техкарты ведется от линии ремонта. На левой стороне в вертикальной колонке обозначены наименования основных деталей и узлов турбины. Каждая деталь на чертеже продольного разреза имеет свой номер. Вертикальная линия соединяет линию ремонта с деталью с порядковым номером и с номером типовой операции. Все одноименные детали находятся на одной горизонтали. То есть наглядно видна повторяемость операций. Каждой типовой операции присваивается свой номер и дается описание.

3. Описание техпроцесса ремонта

3.1 Организация ремонта турбины

Надежное обеспечение потребителей энергией - залог благополучия любого государства. Особенно это актуально в нашей стране с суровыми климатическими условиями, поэтому бесперебойная и надежная работа электростанций является важнейшей задачей энергетического производства.

Для решения этой задачи в энергетике были разработаны мероприятия по обслуживанию и ремонту, которые обеспечивали длительное содержание оборудования в рабочем состоянии при наилучших экономических показателях его работы и минимально возможных неплановых остановках его в ремонт. Эта система основывается на проведении планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Система ППР является совокупностью мероприятий по планированию, подготовке, организации проведения, контроля и учета различного вида работ по техническому обслуживанию и ремонту энергетического оборудования, проводимых по заранее составленному плану на основе типового объема ремонтных работ, обеспечивающих безотказную, безопасную и экономичную эксплуатацию энергетического оборудования предприятий при минимальных ремонтных и эксплуатационных затратах. Сущность системы ППР состоит в том, что после заранее определенной наработки потребность оборудования в ремонте удовлетворяется плановым порядком, путем проведения плановых осмотров, испытаний и ремонтов, чередование и периодичность которых определяются назначением оборудования, требованиями к его безопасности и безотказности, конструктивными особенностями, ремонтопригодностью и условиями эксплуатации.

Система ППР строится таким образом, что каждое предыдущее мероприятие является профилактическим по отношению к последующему. Различают техническое обслуживание и ремонт оборудования.

Техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению. Оно предусматривает уход за оборудованием:

проведение осмотров, систематическое наблюдение за исправным состоянием, контроль режимов работы, соблюдение правил эксплуатации, инструкций заводов - изготовителей и местных эксплуатационных инструкций, устранение мелких неисправностей, не требующих отключения оборудования, регулировку и так далее.

Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций включает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода оборудования в текущий ремонт.

Техническое обслуживание (осмотры, проверки и испытания, наладка, смазка, промывки, очистки) дает возможность увеличить гарантийную наработку оборудования до очередного текущего ремонта, снизить объем текущего ремонта.

Ремонт - комплекс мероприятий по восстановлению исправности или работоспособностью изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей. Производство текущего ремонта, в свою очередь, предотвращает необходимость планирования более частых капитальных ремонтов. Такая организация плановых ремонтов и операций технического обслуживания дает возможность постоянно поддерживать оборудование в безотказном состоянии при минимальных затратах и без дополнительных незапланированных простоев в ремонте.

Наряду с повышением надежности и безопасности энергоснабжения важнейшей задачей ремонтного обслуживания является улучшение или, в крайнем случае, стабилизация технико-экономических показателей оборудования. Как правило, это достигается путем останова оборудования и вскрытия его базовых элементов (топок котлов и конвективных поверхностей нагрева, проточных частей и подшипников турбин).

Следует отметить, что проблемы надежности и экономичности работы оборудования ТЭС настолько взаимосвязаны, что их трудно отделить одну от другой.

По турбинному оборудованию в процессе эксплуатации прежде всего контролируется технико-экономическое состояние проточной части, в том числе:

- солевой занос лопаток и сопловых аппаратов, которые не могут быть устранены промывкой под нагрузкой или на холостом ходу {окись кремния, железа, кальция, магния и др.); известны случаи, когда в результате заноса мощность турбины за 10... 15 дней снижалась на 25%;

- увеличение зазоров в проточной части приводит к снижению экономичности, например - увеличение радиального зазора в уплотнениях с 0,4 до 0,6 мм вызывает увеличение утечки пара на 50%.

Следует отметить, что увеличение зазоров в проточной части, как правило, имеет место не в процессе нормальной эксплуатации, а при пусковых операциях, при работе с повышенной вибрацией, прогибах ротора, неудовлетворительных температурных расширениях корпусов цилиндров.

В ходе ремонтов важную роль играют опрессовки и устранение мест присосов воздуха, а также применение различных прогрессивных конструкций уплотнений во вращающихся воздухоподогревателях. Ремонтный персонал должен следить совместно с эксплуатационным персоналом за присосами воздуха и, по возможности, обеспечивать их устранение не только в ходе ремонтов, но и на работающем оборудовании.

Показатели экономичности турбины, котла и вспомогательного оборудования обычно определяются путем проведения экспресс-испытаний. Целью этих испытаний являются не оценка качества ремонтов, но и регулярный контроль работы оборудования в течении 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 течении 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 изделий, в течении 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 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 нормативно-технической документации (НТД). Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм.

Плановый ремонт паровой турбины подразделяется на три основных вида: капитальный, средний и текущий.

Капитальный ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и восстановления полного или близкого к полному ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.

Капитальный ремонт - наиболее объемный и сложный вид ремонта, при его выполнении вскрываются все подшипники, все цилиндры, разбираются валопровод и проточная часть турбины. Если капитальный ремонт выполняется в соответствии с типовым технологическим процессом, то он называется типовым капитальным ремонтом. Если капитальный ремонт выполняется средствами, отличающимися от типовых, то такой ремонт относится к специализированному ремонту с наименованием производного вида от типового капитального ремонта.

Если капитальный типовой или капитальный специализированный ремонт выполняется на паровой турбине, отработавшей в эксплуатации более 50 тыс. часов, то такой ремонт подразделяется на три категории сложности; наиболее сложные ремонты имеют третью категорию. Категорирование ремонтов применяется обычно к турбинам энергоблоков мощностью от 150 до 800 МВт.

Категорирование ремонтов по степени сложности направлено на то, чтобы компенсировать трудовые и финансовые затраты в связи с износом частей турбины и образованием в них новых дефектов наряду с теми, которые проявляются при каждом ремонте.

Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования, и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

Текущий ремонт паровой турбины наименее объемный, при его выполнении могут быть вскрыты подшипники или разобраны один-два регулирующих клапана, возможно вскрытие клапана автоматического затвора. Для блочных турбин текущий ремонт подразделяется на две категории сложности: первую и вторую (наиболее сложные ремонты имеют вторую категорию).

Средний ремонт - ремонт, выполняемый в объеме, установленном в НТД, для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением отдельных составных частей и контролем их технического состояния.

Средний ремонт паровой турбины отличается от капитального и текущего тем, что его номенклатура включает частично объемы и капитального, и текущего ремонтов. При выполнении среднего ремонта может быть вскрыт один из цилиндров турбины и частично разобран валопровод турбоагрегата, может быть также вскрыт стопорный клапан и выполнен частичный ремонт регулирующих клапанов и узлов проточной части вскрытого цилиндра.

Все виды ремонта объединяют следующие признаки: цикличность, продолжительность, объемы, финансовые затраты.

Цикличность - это периодичность проведения того или другого вида ремонта в масштабе лет, например между последующим и предыдущим капитальным ремонтом должно пройти не более 5...6 лет, между последующим и предыдущим средним ремонтом должно пройти не более 3 лет, между последующим и предыдущим текущим ремонтом должно пройти не более 2 лет. Увеличение продолжительности цикла между ремонтами желательно, но в ряде случаев это приводит к значительному увеличению числа дефектов.

Продолжительность ремонта по каждому основному виду из расчета типовых работ является директивной и утверждена «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей». Продолжительность ремонта определяется как величина в масштабе календарных дней, например для паровых турбин в зависимости от мощности типовой капитальный ремонт составляет от 35 до 90 суток, средний от 18 до 36 суток, текущий от 8 до12 суток.

Важными вопросами являются продолжительность ремонта и его финансирование. Продолжительность ремонта турбины - серьезная проблема, особенно тогда, когда ожидаемые объемы работ не подтверждаются состоянием турбины или когда возникают дополнительные работы, продолжительность которых может достигать 30...50% от директивной.

Объемы работ также определяются как типовой набор технологических операций, суммарная продолжительность которых соответствует директивной продолжительности вида ремонта.

Производные наименования ремонтов от всех основных видов ремонта отличаются между собой объемами и продолжительностью проведения работ. Наиболее не предсказуемыми 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.

3.2. Объемы и последовательность операций при ремонте

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 полу муфтам.

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.

7. 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.

8. 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 его реконструкции и модернизации, являются сверхтиповыми. /

3.3 Ремонт цилиндров

3.3.1 Ревизия

В период ремонта все сопрягаемые поверхности цилиндров: горизонтальный разъем, вертикальные разъемы каминов, расточки цилин-дров (посадочные места диафрагм, обойм диафрагм и уплотнений ), другие фланцевые соединения (перепускных труб, ресиверов) визу-ально осматриваются и тщательно зачищаются от окалин (до чистого металла). Это необходимо, так как при ударах деталей друг о друга в процессе сборки при наличии окалины она может раскрашиваться и не позволит обеспечить плотность соединений, а при установке деталей в расточки в случае попадания в зазор между собираемыми деталями более твердых частиц окалины возможно возникновение задиров.

Горизонтальный разъем цилиндра визуально осматривается и проверяется по контрольной плите и краске. При этом выполняется проверка разъема на отсутствие «натянутого» металла (выпуклостей) и выбоин, возникающих в результате ударов металлическими предметами непосредственно по разъему или в районе разъема. Все обнаруженные дефекты подлежат устранению: забоины удаляются опиловкой или шабровкой разъема, выбоины завариваются и шабрятся по контрольной плите.

В процессе ремонта необходимо также выполнить ревизию крепежа цилиндров. С этой целью крепеж очищается от окалины и осматривается визуально. Механические забоины на поверхности резьбы устраняются калибровкой резьбы с помощью «лерки» или опиловкой (для шпилек больших диаметров). При наличии значительных повреждений шпилька должна быть заменена. После этого производится проверка сборки резьбовых соединений шпилька-гайка. Шпильки зачищаются для контроля металла.

При разборке и ревизии двустенных цилиндров высокого или среднего давления необходимо проверить:

- зазоры, обеспечивающие расширение внутреннего корпуса в вертикальном и горизонтальном направлениях;

- состояние шпоночных соединений, фиксирующих внутренний корпус по отношению к наружному;

-состояние контрольных шпилек, которые устанавливаются в районе опорных лапок для правильного и точного совпадения расточек верхней и нижней половин внутреннего корпуса;

-правильность и плотность опирания лапок нижней половины внутреннего корпуса на соответствующие опорные места, расположенные на нижней половине наружного корпуса, при соблюдении необходимых зазоров в шпонках;

- состояние гильз паровпуска и насаженных на них поршневых колец.

После выполнении ревизии, резьбовые соединения крепежа защищаются от попадания грязи и механических повреждений. Наиболее простым способом защиты крепежа является сборка «насухо» соединений шпильки - гайки.

До начала сборки цилиндров и других узлов не рекомендуется проводить смазку резьбовых соединений, так как смазанный крепеж в условиях станции (особенно угольной) быстро загрязнится и может потребоваться повторная его ревизия.

3.3.2 Проверка коробления цилиндров, определение поправок для

центровки проточной части

Цилиндры высокого и среднего давления подвержены короблению под воздействием высоких температур и механических напряжений; при этом нарушается плоскостность разъемов цилиндров и фланцевых соединений, а в цилиндрических расточках появляется эллипсность.

Проверка фланцев на отсутствие коробления и неплотностей производится при удаленных роторе, обоймах и диафрагмах. После наложения крышки на нижнюю половину цилиндра (без мастики) производится проверка зазоров в разъеме фланца с наружной и внутренней сторон цилиндра щупом, а при необходимости выполняются замеры диаметров расточек цилиндра в горизонтальном и вертикальном направлениях.

Замеры зазоров {рис. 3.1) следует проводить при свободной установке крышки на нижнюю часть цилиндра (без затяжки шпилек) и после обтяжки шпилек «на холодно», которая производится через 1...2 шпильки в части высокого давления и через 3...4 в части среднего и низкого давления; крайние шпильки около уплотнений также должны быть затянуты.

Если обнаружены при не затянутых шпильках зазор полностью ликвидируется по всему контуру при холодной затяжке крепежа указанным выше способом, разъем считается плотным; затяжка такого разъема не вызывает затруднений при сборке. Если обнаруженный зазор не ликвидируется при холодной обтяжке крепежа, то необходимо устранить неровности шабровкой разъема по контрольной плите.

Восстановление плотного прилегания фланцев горизонтального разъема цилиндров путем шабровки или другими способами следует производить только в том случае, если зазоры в разъеме после обтяжки его на «холодно» половинным количеством крепежа превышают 0,05 мм.

Во время сборки покоробленного цилиндра происходит деформация горизонтального разъема и расточек цилиндра и изменение пространственного положения колодцев в расточках под подвески деталей статора проточной части. В связи с этим, одновременно определяем возможности обеспечения плотности горизонтальных разъемов, необходимо определить величину поправок для центровки обойм уплотнений, обойм диафрагм и сами диафрагмы.

При проверке и исправлении радиальной центровки деталей проточной части следует учитывать изменение взаимного положения ротора и статора, происходящее в процессе затяжки фланцев горизонтального разъема.

Для этого перед сборкой цилиндра в его нижнюю половину устанавливают обоймы диафрагм и производят замер их положения в свободном и обтянутом цилиндре.

Измерение перемещений при контрольной сборке производится в следующей последовательности:

Рис. 3.1. Карта замеров зазоров в горизонтальном разъеме цилиндра

1. В нижнюю половину цилиндра укладываются нижние половины всех обойм; в нижние половины обойм диафрагм устанавливается по одной диафрагме; устанавливается борштанга с укрепленными на ней радиальными стержнями; на концах стержней против каждой из контролируемых деталей укрепляются индикаторы часового типа или другие датчики механических перемещений.

2. Измеряется радиальное положение борштанги относительно расточек контролируемых деталей в трех точках: слева, справа и внизу (рис. 3.2); соответствующие показания индикаторов (ГС1, К2, КЗ) заносятся в карту измерений.

3. Верхняя половина корпуса цилиндра укладывается на нижнюю половину. Фланцы затягиваются таким образом, чтобы максимальный зазор в разъеме с наружной стороны цилиндра не превышал 0,1 мм; при новом положении статорных деталей проводят измерения и записывают их результаты (Р11, К22, Р23) в карту измерений.

4. Вертикальное перемещение (ЛВ) определяется как разность положений центра расточки относительно оси борштанги при замерах без крышки и при затянутом разъеме:

5. Измерение перемещений деталей при проверке коробления цилиндров может производиться также с помощью других
измерительных систем.

Рис. 3.2. Замер положения деталей проточной части по борштанге

3.4 Ремонт диафрагм и обойм

3.4.1 Разборка и ревизия

Для ревизии обойм и диафрагм и устранения обнаруженных дефектов во время вскрытия цилиндра производится разборка верхних и нижних половин диафрагм и обойм диафрагм. Одновременно с этим производится разборка уплотнений и обойм уплотнений. В процессе разборки выполняется визуальный осмотр и предварительная дефектация разбираемых узлов. Все обнаруженные дефекты должны быть записаны в журнал.

При конструкциях турбин, в которых диафрагмы устанавливаются в обоймы, после снятия крышки цилиндра следует выполнить проверку правильности положения обойм в цилиндре, так как при короблении цилиндра или обойм возможны отклонения гребней обойм от вертикали.

Во время вскрытия цилиндра производится разборка верхних половин обойм и диафрагм, одновременно с этим производится разборка обойм уплотнений. В конструкциях турбин, в которых диафрагмы устанавливаются в обоймы, после снятия крышки цилиндра следует выполнить проверку правильности положения обойм в цилиндре, так как при короблении цилиндра или обойм возможны отклонения гребней обойм от вертикали.

В процессе разборки выполняется визуальный осмотр и предварительная дефектация разбираемых узлов. Все обнаруженные дефекты должны быть записаны в журнал.

До выемки ротора из цилиндра необходимо произвести замеры осевых зазоров между дисками и диафрагмами с обеих сторон по бандажам лопаток и промежуточным телам, а также радиальных зазоров между гребнями уплотнений диафрагм и валом. Зазоры измеряются с помощью плоских, клиновых и длинных ленточных щупов при осевом положении ротора, отжатом в упорном подшипнике на рабочие колодки.

После замера зазоров проточной части и выемки ротора производится выемка нижних половин обойм с диафрагмами или отдельно диафрагм (при отсутствии обойм) из цилиндра. Для этого в специальные резьбовые отверстия, имеющиеся в диафрагмах и обоймах, вворачиваются «рымы». Выемка осуществляется малым крюком крана с помощью стального троса.

Диафрагмы, особенно чугунные, иногда заклиниваются в корпусе цилиндра. Причиной этого может быть большой солевой занос, коробление тела диафрагм или недостаточные тепловые зазоры. Выемка заклинивших диафрагм производится после обильного смачивания мест заедания керосином и обстукивания диафрагм свинцовой кувалдой по торцам и стыку.

Выемка диафрагм из обоймы производится после установки обоймы на подкладки или в специальные кассеты. В процессе разборки и ревизии обойм и диафрагм производится постоянный визуальный осмотр разбираемых деталей и их дефектация. Вынутые диафрагмы устанавливаются в специальные кассеты, укладываются на доски или резиновые маты (изготовленные из старой транспортерной ленты) и маркируются. Одновременно с этим производится разборка уплотнений и обойм уплотнений.

После разборки обойм уплотнений, обойм диафрагм и самих диафрагм необходимо выполнить их ревизию. В процессе ревизии выполняются следующие операции:

разборка, ревизия, дефектация и отбраковка всех крепежных и стопорных элементов обойм уплотнений, обойм диафрагм, самих диафрагм, сегментов уплотнений и пружин;

очистка от окалины и солевых отложений лопаточного аппарата и расточек обойм уплотнений, обойм диафрагм, самих диафрагм и сегментов уплотнений методами ручной механической очистки, а также очистка деталей с помощью пескоструйных аппаратов мелкими фракциями песка (использование дроби запрещается) и установок высокого давления «мокрой» золоочистки;

ревизия, визуальный осмотр расточек под установку сопрягаемых деталей (цилиндр-обойма, цилиндр-диафрагма, обойма-диафрагма) и контроль их линейных размеров при визуальном осмотре. Следует обратить особое внимание на отсутствие выработки (износа) рабочих поверхностей и эрозионного износа расточек;

проверка плотности горизонтального разъема с контролем отсутствия излома по посадочной поверхности зуба под установку в расточку цилиндра;

проверка прогиба тела диафрагм;

проверка эллипсности по внутренним расточкам и наружным диаметрам;

окончательный визуальный контроль, а при необходимости -контроль металла дефектных мест неразрушающими методами контроля.

Поверхности обойм и диафрагм подлежат тщательной очистке от отложений, ржавчины и грязи шаберами и стальными щетками, а лопатки - тонкой наждачной бумагой; очищаемые поверхности нужно предварительно смочить керосином, а по окончании протереть чистыми тряпками. В настоящее время все чаще для очистки деталей стали применятся пескоструйные аппараты с использованием мелких фракций песка и установки высокого давления со специальными насадками для мокрой золоочистки.

После очистки диафрагм и расточек обойм от грязи и отложений необходимо выполнить тщательный осмотр: для выявления возможных трещин на обоймах, на полотне диафрагм и у шпоночных пазов; контроля коробления обойм, деформации и коррозии полотна диафрагм, а также наличия механических повреждений, следов задевания дисков ротора за диафрагмы и повреждений промежуточных диафрагменных уплотнений.

Необходимо также проверить плотность прилегания разъема обеих половин диафрагм по краске с контролем на отсутствие излома по посадочной поверхности зуба под установку в расточку цилиндра.

Состояние заделки лопаток в полотно и обод диафрагмы может определятся по звуку (дребезжанию) при отстукивании каждой лопатки молотком.

По результатам ревизии и визуального осмотра определяются объемы необходимых ремонтных работ и замены дефектных деталей.

3.4.2 Устранение дефектов

Работы по ремонту диафрагм и обойм диафрагм, как правило, включают в себя:

ремонт горизонтального разъема и исправление шабровкой качества прилегания верхних и нижних половин обойм концевых уплотнений, обойм диафрагм и самих диафрагм;

ремонт расточек с восстановлением линейных размеров под установку сопрягаемых деталей в аксиальном направлении.

Со стороны входа пара повреждение расточки происходит обычно в местах установки дистанционных штифтов вследствие вибрации установленной в расточку детали. Чаще всего достаточно вместо ремонта поверхности расточки произвести рядом со штатными штифтами наплавку новых дистанционных «пятаков» электродами типа ЭА-395/9 (ЦТ-28; ЦТ-36) и пригнать их по микрометру в размер паза расточки за вычетом величины технологического зазора на посадку детали в расточку (0,10...0,15 мм).

При повреждениях торцевой поверхности расточки со стороны выхода пара может быть выполнен ее частичный или полный ремонт; объем ремонта зависит от величины повреждений.

Частичный ремонт производится наплавкой поврежденных мест электродами типа ЭА-395/9 (ЦТ-28; ЦТ-36) и последующей шабровкой наплавленных мест.

Полный ремонт производится наплавкой поврежденных мест электродами типа ЭА-395/9 (ЦТ-28; ЦТ-36) и последующей проточкой наплавленных мест; проточку обойм производят на карусельном станке. Для проточки цилиндров непосредственно на месте установки применяют специальные приспособления, устанавливаемые на борштангу. В случае полного ремонта торцевой поверхности расточки, может потребоваться аксиальное смещение устанавливаемой в расточку детали для восстановления осевых зазоров проточной части.

Устранение эллипсности по наружной цилиндрической поверхности зуба обоймы (диафрагмы), устанавливаемого в расточку сопрягаемого узла, производится проточкой этой поверхности на токарном или карусельном станках с предварительным демонтажем лапок подвески детали в расточке. Наличие значительной эллипсности по расточкам может привести к отсутствии тепловых зазоров между сопрягаемыми деталями (диафрагма-цилиндр, диафрагма-обойма, обойма-цилиндр) и к изменению их взаимного расположения на режимах пусков и набора нагрузки турбиной.

Ремонт подвесок обойм и диафрагм может включать в себя исправление крепления подвесок, восстановление их геометрических размеров и устранение других механических дефектов.

Устранение механических повреждений входных и выходных кромок лопаток опиловкой.

Рихтовка помятых выходных кромок направляющих лопаток.

Восстановление выходных кромок лопаток диафрагм, сопловых и направляющих аппаратов обычно производится методом наплавки выходных кромок. Наплавка является временной мерой, так как при ее выполнении практически невозможно обеспечить необходимое качество поверхности выходных кромок лопаток. Это приводит к снижению экономичности работы ступени. Как показывает опыт, во многих случаях, в силу разных причин, срок службы восстановленных наплавкой выходных кромок значительно меньше межремонтного периода турбины.

Для сварных диафрагм в последнее время применяется метод восстановления выходной кромки с вырезкой поврежденного участка и последующей установкой с помощью сварки новой выходной кромки.

Для вырезки каждой поврежденной кромки диафрагма выставляется на горизонтально-расточном станке под углом к внутренней образующей выходной кромки. Вырезка поврежденной части выходной кромки производится вместе с частью тела диафрагмы (в теле диафрагмы с обеих сторон соплового канала создаются площадки шириной 2...3 мм); на образовавшуюся прямоугольную площадку устанавливается подготовленная плоская шлифованная пластина с фасками под сварку, изготовленная из материала направляющей лопатки (толщина устанавливаемой пластины должна быть немного больше, чем толщина оставшейся части направляющей лопатки). По периметру установленной новой выходной кромки производится обварка (эта операция должна производится по специально разработанной технологии). В зависимости от требований технологии может производится последующая термообработка восстановленной диафрагмы.

После выполнения всех операций диафрагма вновь выставляется на горизонтально-расточном станке под тем же углом к наружной образующей выходной кромки и производится механическая обработка наружной поверхности выходной кромки с формированием профиля выходной кромки и удалением объема лишнего наплавленного металла.

После механической обработки производится слесарная доработка выходных кромок лопаток.

В соответствии с указанной технологией в период капитального ремонта 1993 г. турбины К-500-240-2 ХТЗ Рефтинской ГРЭС ст. № 8 был произведен ремонт соплового аппарата. В качестве материала для ремонтируемых выходных кромок были использованы хвостовики поврежденных лопаток регулирующей ступени (раскованные в пластины). Для увеличения срока службы соплового аппарата толщина выходных кромок была увеличена на 0,5 мм. До капитального ремонта 1993 г. сопловыи аппарат двух наиболее нагруженных сегментов заменялся в каждый предыдущий капитальный ремонт из-за повреждения выходных кромок под воздействием абразивного износа. Отремонтированный по указанной технологии сопловыи аппарат отработал межремонтный период. При вскрытии турбины в очередной капитальный ремонт (2000 г.) выходные кромки не имели дефектов в местах приварки и сквозного абразивного износа.

Кроме указанных операций в процессе ремонта также необходимо выполнить следующие операции:

восстановление колодцев в цилиндрах и обоймах под подвески обойм и диафрагм путем наварки металла на поврежденные места с последующей слесарной или механической обработкой. Слесарная обработка производится с помощью шлифовальных машинок с последующей шабровкой ремонтируемого участка. Механическая обработка производится с помощью переносных фрезерных приспособлений;

восстановление мест заделки лопаток в тело сварных диафрагм производится с помощью электродуговой сварки по технологии завода или по другим технологиям, разработанным на основании.

Для восстановления мест заделки лопаток в тело чугунных диафрагм, наряду с традиционными методами электродуговой сварки, в настоящее время стали широко применятся различные композиционные материалы.

Для предотвращения повторного размыва тела чугунных диафрагм ТМЗ предлагает прорезать выходные кромки лопаток в месте размыва на длину до 50 мм (ширина прорези 6...7 мм) и выполнить сквозное сверление диаметром 10 мм в конце прорези.

При замене диафрагм, а также при восстановлении расточек под их установку возникает необходимость изменения (восстановления) осевого положения обойм и диафрагм для регулировки аксиальных зазоров в уплотнениях. Смещение диафрагм производится путем проточки зуба диафрагмы (обоймы), устанавливаемого в расточку цилиндра (обоймы) стой стороны, в которую необходимо ее сместить.

При этом:

если необходимо сместить диафрагму (обойму) в сторону большего давления, то есть против хода пара, то ответная поверхность зуба (сторона выхода пара) должна быть восстановлена полностью путем установки кольцевой «наделки» или наваркой сплошного уплотняющего пояска для исключения пртечек пара по расточке;

если необходимо сместить диафрагму (обойму) в сторону меньшего давления, то есть по ходу пара, ответная поверхность зуба может не восстанавливаться; при этом достаточно установки дистанционных штифтов или наварки дистанционных пятаков.

3.5 Ремонт подшипников

3.5.1 Характерные дефекты опорных подшипников и причины их

появления

В процессе ревизии, ремонта и контрольной сборки подшипников обнаруживаются дефекты, требующие устранения. Наиболее часто встречаются следующие неисправности.

* Выработка баббитовой расточки происходит в процессе эксплуатации, как правило, при пусках и остановах турбоагрегата в условиях полусухого трения из-за отсутствия устойчивого масляного клина при малых частотах вращения ротора; величина выработки в значительной мере зависит от количества пусков и остановов, качества масла и распределения нагрузки от веса ротора на опорные подшипники.

Механический износ баббита с возникновением на нем кольцевых рисок возникает обычно в результате эксплуатации турбины с применением обводненного масла или масла с повышенным содержанием механических примесей.

Отслоение баббитовой заливки вкладыша происходит вследствие некачественной заливки баббита или высокого уровня динамических нагрузок при повышенной вибрации турбоагрегата.

Выкрашивание баббитовой заливки вкладыша происходит вследствие:

а) увеличение зазоров в расточке вкладыша;

б) перераспределения нагрузок на подшипник в результате тепловых
расцентровок и возникающей вследствие этого вибрации ротора;

в) НЧВ.

Электроэрозионный износ расточки баббита возникает в результате появления тока между роторами и опорами из-за остаточной намагниченности деталей турбины или отсутствия изоляции в районе заднего подшипника генератора (задний стул -фундаментная рама, задний подшипник водородного уплотнения - его корпус).

Повреждение опорных подшипников с частичным подплавлением баббитовой заливки или ее полным выплавлением происходит:

а) из-за прекращения подачи масла или снижения его расхода на
подшипник;

б) перераспределения нагрузки на подшипник в результате тепловой расцентровки роторов {затрудненных тепловых расширений турбины). * Повреждение опорных колодок и набора регулирующих прокладок вкладыша происходит обычно по следующим причинам:

а) дефекты сборки подшипника (слабая обтяжка крепежа опорных
колодок и, как следствие, отсутствие натяга на подшипнике);

б) некачественная пригонка прилегания опорных подушек к расточке
вкладыша, отсутствие натяга на подшипнике;

в) перераспределение нагрузок на подшипник в результате тепловых
расцентровок, наличие большой угловой несоосности роторов
(«маятника»).

Повреждение опорных поверхностей расточек корпусов подшипников.

Повреждение сферы самоустанавливающихся опорных и опорно-упорных подшипников происходит вследствие:

а) отсутствия натяга по сфере вкладыша подшипника;

б) перераспределения нагрузок на подшипник в результате тепловых расцентровок;

в) наличия излома осей пары роторов с жесткой муфтой «маятника» (в результате торцевого боя полумуфт или неправильной затяжки крепежа муфты).

* Течь масла по валу происходит вследствие:

а) увеличенных зазоров по усикам масляного уплотнения,
возникающих в результате износа усиков в процессе эксплуатации, а
также некачественной пригонки зазоров во время монтажа и ремонта;

б) избыточного давления в корпусе подшипника;

в) наличия повреждений в разъемах масляного уплотнения
(неплоскостность сопрягаемых поверхностей).

* Течь масла по разъемам крышки корпуса подшипников может
происходить по следующим причинам:

а) наличие в разъемах механических повреждений или не плоскости ости сопрягаемых поверхностей;

б) увеличение сверхдопустимого натяга между крышкой и вкладышем;

в) некачественная сборка разъема или отсутствие уплотнительных
материалов;

г) несоответствие линейных размеров закатного масляного
уплотнения размерам расточки под него.

Течь масла в трещины корпуса подшипников, трубопроводов маслопровода.

Повреждение расточек под опорные вкладыши, как правило, происходит по следующим причинам:

а) мал или отсутствует натяг по вкладышу подшипника;

б) некачественная сборка опорных подушек вкладышей и, как
следствие, отсутствие натяга;

в) отсутствие требуемой площади прилегания опорных подушек к
расточке корпуса подшипника;

г) отсутствие прилегания по сферам обоймы и вкладыша
самоустанавливающегося подшипника и, как следствие, отсутствие
натяга;

д) электроэрозионный износ расточек.

* Увеличенные зазоры в шпоночных соединениях (в первую
очередь - в вертикальных и консольных шпонках).

3.5.2 Ремонт опорных подшипников

После разборки корпусов подшипников производится выемка вкладышей, их ревизия, визуальный осмотр и ремонт.

В том случае, если выемка нижних половин вкладышей производится без выемки роторов, то необходимо сначала «оживить» ротор (приподнять шейку на малую высоту) с помощью подъемного крана или специального приспособления (рис. 3.3), а затем выкатить нижнюю половину с помощью монтировки, как показано на рис. 3.4 или подъемного крана. Перед выкатыванием нижней половины вкладыша необходимо установить в разъем расточки корпуса подшипника специальный упор для предотвращения проворачивания нижней половины вкладыша (самопроизвольного закатывания ее в расточку с противоположной стороны).

Для проведения ревизии вкладыша подшипника производится его очистка от грязи, масляного шлама и нагара. Одновременно с ревизией производится и визуальный осмотр.

При визуальном осмотре подшипника необходимо особо обратить внимание:

на состояние баббитовой заливки и отсутствие механических повреждений (на поверхности баббита не должно быть царапин, рисок, трещин, раковин, забоин, отслоений и механических вкраплений);

характер выработки баббитовой заливки вкладыша (по ее величине и расположению можно судить об особенностях работы турбины в период эксплуатации);

- плотность соединения баббитовой заливки с телом вкладыша;

- отсутствие выработки и наклепа на центрирующих колодках, сфере и обойме самоустанавливающихся опорных и опорно-упорных подшипников, а также на расточках корпусов подшипников.

Рис. 3.3. Различные конструкции приспособлений для подъема шейки

ротора турбины на малую высоту

а - применяемое ХТГЗ; б - применяемое ЛМЗ для турбин большой мощности; в -применяемое ЛМЗ для турбин мощностью 50-200 тыс. кВт; 1- корпус подшипника; 2 - подъемный винт; 3 - вал; 4 - траверса; 5 - хомут; 6 - скоба; 7 - якорь; 8 - строп

Рис. 3.4. Выкатывание нижней половины вкладыша с помощью рычага а - первый этап; б - второй этап; 1 - нижняя половина вкладыша; 2 - опорные колодки; 3 - шейка вала; 4 - рым; 5 - рычаг; 6 - подкладка; 7 - корпус подшипника

Плотность соединения баббитовой заливки с телом вкладыша проверяется путем нажатия на баббитовую поверхность. При этом из под нее не должно выступать масло, а при механическом обстукивании баббитовой заливки свинцовым молотком должен быть слышен чистый металлический звук без какого-либо дребезжания (дребезжание указывает на отставание баббитовой заливки от тела вкладыша). В сомнительных случаях может быть применена проверка плотности баббитовой заливки методом керосиновой пробы. Для этого вкладыши погружаются в керосин на 1...2 ч, после чего их вытирают насухо, а разъем и торцы окрашивают разведенным в воде зубным порошком. При наличии отставания баббитовой заливки на белом фоне мелового покрытия, в месте расположения стыка баббита и основного металла вкладыша, через некоторое время появится темная линия. В настоящее время наряду с перечисленными методами для контроля качества адгезии (прилипания) баббита с основным металлом вкладыша (при его перезаливке) применяется ультразвуковой контроль.

Правильность геометрии расточки баббита (отсутствие выработки) проверяется по специальному калибру, выполненному в размер расточки конкретного вкладыша, и краске.

В случае обнаружения выработки она должна устраняться путем перерасточки баббита или шабровкой. Способ устранения выработки зависит от ее величины, однако надо помнить, что действующие в энергетике руководящие документы запрещают шабровку баббитовой расточки во избежание возникновения низкочастотной вибрации при пуске и работе турбины после ремонта.

Качество прилегания сферы к расточке обоймы или корпусу подшипника, а также самоустанавливающихся опорных и опорно-упорных подшипников проверяется слесарным щупом 2-го класса; пригонка производится по краске.

Прилегание сферы к расточке восстанавливается шабровкой сферы вкладыша по ответной поверхности обоймы или расточки. При этом следует помнить, что шабрится выпуклая поверхность вкладыша, так как выпуклую поверхность легче обрабатывать, а вогнутая поверхность, обработанная на заводе, всегда будет служить калибром. Исключение возможно только в случае механического повреждения вогнутой поверхности, например, при возникновении наклепа. В процессе ревизии изношенные крепежные элементы ремонтируются или заменяются.

3.5.3 Характерные дефекты упорных подшипников и причины их

появления.

В процессе ревизии и ремонта упорных подшипников обнаруживаются дефекты, требующие устранения. Наиболее часто встречаются следующие неисправности:

* Выработка баббита сегментов происходит в условиях
полусухого трения, возникающего:

а) вследствие отсутствия масляного клина из-за неправильно выполненной передней кромки сегмента;

б) повреждение ребра качания сегментов;

в) возникновения на установочном кольце под ребром качания сегмента выработки, препятствующей повороту сегмента и образованию необходимого масляного клина.

Повреждение ребра качания сегмента и выработка на установочном кольце под ребром качания сегмента происходят из-за осевой вибрации валопровода и электроэрозионного износа.

Механический износ баббита с возникновением кольцевых рисок возникает обычно в результате эксплуатации турбины с применением обводненного масла или масла с повышенным содержанием механических примесей.

Отслоение баббитовой заливки сегмента может происходить из-за некачественной заливки или высокого уровня динамических нагрузок на упорные колодки во время эксплуатации турбины с повышенной вибрацией.

Выкрашивание баббитовой заливки сегмента происходит вследствие резкого изменения нагрузки турбины и возникновения низкочастотной вибрации ротора турбины.

Электроэрозионный износ деталей упорного подшипника возникает в результате появления токов между роторами и опорами из-за остаточной намагниченности деталей турбины или отсутствия изоляции в районе заднего подшипника генератора (задний стул -фундаментная рама, задний подшипник водородного уплотнения - его корпус).

Частичное подплавление или полное выплавление баббитовой заливки сегментов происходит:

а) вследствие прекращения подачи масла или снижения расхода масла на подшипник;

б) перераспределения нагрузки на колодки при резком изменении нагрузки турбины;

в) затрудненных тепловых расширений турбины.

Повреждение упорных колец обоймы упорного подшипника происходит из-за осевой вибрации валопровода.

Повреждение упорных поверхностей корпусов подшипников происходит из-за осевой вибрации валопровода.

3.5.4 Ремонт упорных подшипников.

Перед разборкой упорного подшипника в обязательном порядке необходимо произвести контрольный замер положения роторов относительно корпуса подшипников и занести его значение в формуляр.

Сама разборка и объем ревизии не значительно отличаются от работ, производимых на опорных подшипниках. Дополнительно необходимо произвести визуальный осмотр, ревизию и ремонт упорных сегментов и упорных полуколец. При этом удаляются возможные вкрапления твердых частиц с поверхности баббитовой заливки.

В упорных подшипниках с жесткой установкой упорных сегментов следует обратить внимание на состояние упорной поверхности и ребер качания сегментов (отсутствие на них выработки, наклепа и других повреждений). Необходимо также проверить толщину установочных и рабочих колодок; разница в толщине каждого комплекта сегментов не должна превышать 0,02 мм.

Упорные полукольца не должны иметь выработку в местах опирания сегментов. В случае обнаружения выработки упорное кольцо в сборе (рабочее или установочное) нужно прошлифовать как «чисто», а в случае значительных повреждений заменить на новое.

В упорных подшипниках балансирного типа дополнительно необходимо обратить внимание на ревизию балансирной системы. В подшипниках этого типа разнотолщинность комплекта сегментов не имеет такого принципиального значения.

При ревизии упорного подшипника нужно отревизировать упорный диск; при этом должны быть проверены:

состояние поверхности диска;

перпендикулярность рабочей поверхности дика по отношению к оси вала.

Проверка перпендикулярности диска к оси вала осуществляется с помощью двух индикаторов, закрепленных на плоскости разъема упорного подшипника с двух противоположных сторон; если разница в показаниях индикаторов не превышает 0,03 мм, то это указывает на удовлетворительную насадку упорного диска.

3.6. Ремонт роторов

3.6.1 Характерные дефекты роторов

В процессе ревизии и ремонта роторов обнаруживаются дефекты, требующие устранения. Наиболее часто встречаются следующие неисправности:

Механический износ бандажей, гребней концевых и диафрагменных уплотнений в результате радиальных задеваний ротора о детали статора. Причинами задеваний, как правило, являются:

а) нарушения центровки деталей проточной части и некачественная пригонка зазоров в уплотнениях;

б) нарушения режимов эксплуатации при пусках, остановах и наборах
нагрузки турбиной;

в) нарушения в работе системы тепловых расширений турбины.

Аксиальные задевания ротора о статор, причинами которых могут быть:

а) некачественная пригонка осевых зазоров в проточной части турбины или зазоров в уплотнениях;

б) нарушения режимов эксплуатации при пусках, остановах и наборах
нагрузки турбины;

в) изменение положения деталей статора относительно роторов, происходящее в результате нарушений в работе системы тепловых расширений турбины.

Увеличенный статический прогиб роторов, возникающий в результате:

а) механических задеваний элементов ротора о детали статора;

б) нарушения режимов эксплуатации при пусках, остановах и наборах нагрузки турбины;

в) наличия поперечной трещины.

- Повреждение рабочих лопаток в результате попадания постороннего металла в проточную часть турбины; причинами могут быть:

а) посторонние предметы, оставленные во время ремонта в цилиндрах, органах парораспределения и присоединенных трубопроводах;

б) разрушение деталей проточной части во время эксплуатации;

в) попадание посторонних предметов во время эксплуатации из трубопроводов (разрушенных гильз термоконтроля, впрысков котла и т.д.).

- Усталостные поломки лопаток, происходящие чаще всего из-за нарушений в режимах эксплуатации.

Абразивный износ бандажей, шипов рабочих лопаток, входных и выходных кромок рабочих лопаток первых ступеней роторов ВД и СД с промышленным перегревом в результате воздействия мелких частиц окалины, отслоившейся с трубопроводов и поверхностей нагрева котла.

Эрозионный износ рабочих лопаток, работающих в зоне влажного пара (лопатки ЧНД).

Абразивный, эрозионный износ, «коррозионное растрескивание под напряжением» и «коррозионное усталостное растрескивание» в разгрузочных отверстиях роторов.

- Механический износ, «коррозионное растрескивание под напряжением» и «коррозионное усталостное растрескивание» в ступицах дисков.

«Коррозионные и коррозионно-усталостные повреждения лопаток, дисков и бандажей», работающих в зоне фазового перехода.

- Коррозионные повреждения роторов, включая все детали {стояночная коррозия), происходящие при длительных простоях оборудования без консервации.

- Повреждения шеек роторов, происходящие вследствие полного или частичного прекращения подачи масла в подшипники, а также использования грязного или обводненного турбинного масла.

Трещины в осевых каналах роторов высокого и среднего давления, работающих в зоне высоких температур, происходящие, как правило, из-за термической усталости или дефектов изготовления.

...