Компания «RMC Холдинг» специализируется на обслуживании и ремонте паровых турбин. Сервис включает в себя как плановое, так и внеплановое техобслуживание паротурбинного оборудования, инжиниринг, сопровождение эксплуатации турбины, устранение дефектов вспомогательных установок, а также ремонт узлов и агрегатов, реконструкцию и модернизацию паротурбинного оборудования. Наши специалисты готовы оказывать квалифицированную техническую поддержку на протяжении всего срока эксплуатации оборудования.

Техническое обслуживание паротурбинного оборудования

Своевременное техническое обслуживание паровых турбин гарантирует надежное и бесперебойное функционирование, а также высокие эксплуатационные показатели.

В процессе постоянной работы турбин оборудование подвергается моральному и физическому износу, поэтому периодически требуется техническое обслуживание и ремонт установок.

В среднем ресурс паровых турбин составляет 250 тыс.час. Кроме того, в ходе работы техники на разных компонентах установок возникают те или иные дефекты, провоцирующие ухудшение свойств металла. Начинаются процессы ползучести, возникает термическая усталость, разрушается структура материала. Такие изменения требуют принятия срочных решений по возобновлению ресурса и реконструкции парка в целом.

Чем больше выработано ресурсо-часов, тем выше затраты на восстановление технических показателей. Это связано с увеличением количества накопленных дефектов на узлах и агрегатах, снижением работоспособности оборудования. Для того чтобы избежать лишних затрат, необходимо своевременно проводить плановое техническое обслуживание техники.

Модернизация паровых турбин

Реконструкция и модернизация паровых турбин преследует такие цели:

• обновление ресурса высокотемпературных узлов;
• замену деталей на компоненты с повышенными параметрами работы;
• увеличение мощности оборудования;
• увеличение КПД;
• продление срока службы.
• обновление узлов и агрегатов;
• замену ротора СД на новый;
• оптимизацию системы дренажей;
• монтаж уплотненных регулирующих диафрагм;
• усовершенствование систем регулирования и защиты.

Процесс модернизации паровых турбин – это целый комплекс мероприятий, требующих высокого профессионализма инженеров и выполнения сложных и трудоемких работ. На реализацию таких проектов требуется в среднем 1-1,5 года с даты оформления заказа.

Компания «RMC Холдинг» выполняет техническое обслуживание и ремонт паровых турбин, а также модернизацию турбинного парка как в условиях теплоэлектроцентрали, так и в собственных цехах. На объект заказчика доставляются все необходимые узлы, агрегаты и различные компоненты согласно проекту, разрабатывается и представляется вся необходимая техническая документация. Наши специалисты обеспечивают контроль, а также авторский надзор в случае проведения ремонтных работ на территории ТЭЦ заказчика.

Заказывая наши услуги, клиент получает турбины с увеличенным ресурсом и значительно улучшенными технико-физическими и экономическими показателями оборудования.

Чтобы заказать услуги по техническому обслуживанию, модернизации и реконструкции паровых турбин, вам достаточно позвонить по телефону указанному на сайте, или заполнить заявку в режиме онлайн. Наши специалисты примут заказ и ответят на все ваши вопросы относительно ремонта паровых турбин, предоставив бесплатную консультацию. Мы работаем не только в Москве, но и в Краснодаре, Туле, Воронеже и в других городах России.

Обслуживание ТЗА можно разделить на следующие этапы:

Подготовка турбины к действию и пуск;

Обслуживание во время работы;

Вывод из действия и осушение;

Наблюдение за турбиной во время бездействия.

Подготовка турбоагрегата к действию

Подготовка парового турбоагрегата к прогреванию начинается с проверки состояния агрегата и обслуживающих систем.

Для этого необходимо выполнить следующие действия:

Подготовить турбины и зубчатые передачи, т.е. произвести осмотр турбин и зубчатых передач и убедиться в наличии всех штатных контрольно-измерительных приборов и их исправности. Проверить состояние указателей расширения корпусов и скользящих опор. Произвести замеры осевого и радиального положения валов и осевого положения корпусов.

Подготовить и ввести в действие масляную систему.

Для этого необходимо:

Удалить отстоявшуюся воду и шлам из масляных цистерн;

Проверить уровень масла в сточных и напорных гравитационных цистернах;

В случае низкой температуры масла подогреть его до 30…35 0 С , при этом следить за тем, чтобы давление греющего пара не превышало 0,11…0,115 МПа ;

Запустить масляный сепаратор и ввести его в действие;

Подготовить к работе фильтры и маслоохладитель, открыть соответствующие клапаны и клинкеты;

Подготовить к пуску и запустить масляный насос;

Открыв воздушные краники на фильтре, маслоохладители на всех крышках подшипников турбин и зубчатой передачи, выпустить воздух и проверить заполнение масляной системы маслом;

Проверить поступление масла на смазывание зубьев зубчатой передачи, при необходимости открыв для этого смотровые лючки;

Убедиться, что давление в системах смазывания и регулирования соответствует значениям, указанным в инструкции;

Убедиться в отсутствии утечек масла из системы;

Понижением уровня масла проверить исправность сигнального устройства;

После запуска циркуляционного насоса открыть клапаны циркуляционной воды у маслоохладителя, проверить циркуляцию воды;

Проверить исправность действия терморегуляторов;

Убедиться в наличии достаточного перелива масла из напорной гравитационной цистерны.

Подготовить к работе валоповоротное устройство;

Произвести осмотр и подготовку валопровода;

При подготовке валопровода к проворачиванию необходимо:

Проверить отсутствие посторонних предметов на валопроводе;

Отжать тормоз валопровода;

При необходимости ослабить дейдвудный сальник;

Проверить и подготовить к работе систему охлаждения подшипников;

Проверить и убедиться в нормальном натяжении цепи привода к датчику тахометра;

Подготовить и включить валоповоротное устройство;

О включении валоповоротного устройства, на посту управления повесить табличку ВАЛОПОВОРОТНОЕ УСТРОЙСТВО ВКЛЮЧЕНО. Для пробного проворачивания турбоагрегата ВПУ необходимо получить разрешение вахтенного помощника капитана. Произвести проворачивание на 1 и 1/3 оборота гребного винта на передний и задний ход. При этом наблюдать по амперметру за мощностью, потребляемой электродвигателем валоповоротного устройства и тщательно прослушивая турбину и зубчатую передачу. Превышение нагрузки допустимого значения свидетельствует о наличии неисправности, которая должна быть устранена.

Подготовить паропровод и систему управления, сигнализации и защиты;

Подготовка заключается в проверке работы паровых клапанов на открытие и закрытие при отсутствии пара в паропроводах:

Проверить, закрыты ли клапаны отбора пара из турбин;

Открыть клапаны продувания;

Открыть-закрыть быстрозапорный, маневровый и сопловые клапаны, чтобы убедится в исправности их действия;

Произвести наружный осмотр редукционных и предохранительных клапанов;

После подачи масла в систему регулирования выключить вакуум-реле, открыть быстрозапорный клапан, проверить его действие выключением от руки, понижением давления масла, а также воздействием на реле осевого сдвига, после чего оставить клапан закрытым и включить вакуум-реле;

Открыть клапаны продувания ресиверов, быстрозапорного и маневрового клапанов, паровой коробки и камер штоков сопловых клапанов;

Перед прогреванием турбин, прогреть и продуть главный паропровод до быстрозапорного клапана через специальный трубопровод прогревания или медленным открытием главных разобщительных клапанов, постепенно повышая давление в паропроводе по мере прогревания.

Подготовить конденсационную систему и главный конденсатор;

для этого необходимо:

Открыть приемный и отливной клинкеты (или клапаны) циркуляционного насоса, запустить главный циркуляционный насос;

Открыть воздушные краники на водяной части главного конденсатора, закрыв их после того, как из них пойдет сплошной струей вода;

Проверить и убедится, что спускные клапаны водяной стороны конденсатора и циркуляционного насоса закрыты;

Заполнить сборник конденсата главного конденсатора питательной водой до половины водомерного стекла;

Подготовить к действию автоматику поддержания уровня конденсата в конденсаторе;

Проверить открытие клапанов на магистрали конденсата, поступающего к холодильникам (конденсаторам) эжекторов;

Открыть клапан на трубопроводе обратной циркуляции;

Пустить конденсатный насос, после чего открыть клапан на его напорном трубопроводе;

Проверить работу регулятора уровня конденсата в конденсаторе.

Прогреть паровые турбины.

Прогревание турбин начинают с подачи пара к концевым уплотнениям турбин, подготавливают и включают в работу главный пароструйный эжектор, тем самым поднимают вакуум в конденсаторе. Включают в действие автоматику поддержания давления в системе управления.

Поднимают вакуум до полного для проверки плотности системы после чего снижают до величины, установленной заводом производителем.

В процессе подъема вакуума проворачивают роторы турбин валоповоротным устройством.

Для прогревания турбин главных турбозубчатых агрегатов применяется три способа прогревания:

Первый- прогревание турбин при вращении ротора рабочим паром на стоянке;

Второй- прогревание турбин при вращении роторов валоповоротным устройством;

Третий- комбинированный, при котором вначале прогревание ведется при вращении ротора валоповоротным устройством, а затем, получив разрешение с командного мостика, дают пробные обороты рабочим паром турбин на передний ход. При этом внимательно прослушивают турбины, зубчатые зацепления и подшипники.

Проверяют давление пара при страгивании турбин, которое не должно превышать значений, указанных в инструкции. Меняют направление вращения турбин с переднего хода на задний, с помощью маневрового клапана и опять прослушивают все элементы ТЗА. После окончания процесса прогревания турбин переводят циркуляционный конденсатный и масляный насос на нормальный эксплуатационный режим работы и поднимают вакуум в главном конденсаторе до рабочего значения.

При этом надо иметь в виду, что роторы турбин могут оставаться неподвижными, после подачи пара к уплотнениям не более 5…7 минут.

Проверить блокировку, исключающую возможность пуска агрегата в ход при включенном валоповоротном устройстве.

Произвести процесс пробного проворачивания ТЗА.

При пробном проворачивании турбоагрегатов валоповоротным устройством необходимо убедится, что:

Быстрозапорный клапан (БЗК) закрыт;

Маневровые клапаны турбины закрыты;

Автоблокировка валоповоротного устройства, если она имеется, не позволяет открыть БЗК давлением масла.

В процессе пробного проворачивания турбоагрегата валоповоротным устройством необходимо выполнить следующие действия:

Провернуть валы турбоагрегата, тщательно прослушивая при этом турбины и зубчатую передачу;

Пробное проворачивание производить не менее чем на один оборот гребного вала на передний и задний ход;

Следить за силой тока потребляемого валоповоротным устройством и в случае превышения нормального значения или резком колебании силы тока немедленно остановить валоповоротное устройство до выяснения причин и устранения неисправностей.

При проворачивании ГТЗА ВПУ возможно, что электродвигатель валоповоротного устройства при страгивании и проворачивании ГТЗА имеет повышенную нагрузку или резкие колебания. Это может происходить по следующим причинам:

Возможно задевание внутри турбины в облопатывании или в уплотнении, задевание в зубчатой передаче во время проворачивания ГТЗА, при этом слышен характерный звук.

В этом случае необходимо вскрыть горловины и прослушать изнутри, проверить осевые и радиальные зазоры как в проточной части, так и в подшипниках.

При обнаружении недопустимых просадок или разбегов, дефектов проточной части турбины вскрыть корпус или редуктор и устранить дефекты.

В турбине слышен характерный при наличии воды звук, скопление воды в корпусе турбины, переполнение главного конденсатора.

Для их устранения необходимо открыть продувание турбины, удалить воду, довести уровень в главном конденсаторе до нормального.

Возможно заедание внутри кинематической схемы ВПУ.

В этом случае необходимо отключить ВПУ, проверить кинематическую схему и устранить заедание.

Возможно нарушение работы электродвигателя.

В этом случае надо проверить подшипники и электрическую схему и устранить неисправность.

Зажат тормоз.

Намотан трос на винт.

В процессе прогревания турбин запрещается применять следующие процедуры:

Снижать вакуум в конденсаторе за счет уменьшения подачи пара на уплотнения;

Держать открытыми БЗК и маневровые клапаны при проворачивании ГТЗА валоповоротным устройством.

По окончании прогревания турбин необходимо выполнить следующие действия:

Произвести пробные пуски турбоагрегата со всех постов управления;

Убедиться в правильности действия системы дистанционного управления.

В процессе пробных оборотов ГТЗА возможно, что турбина не страгивается при допустимой величине давления пара. Это возможно по следующим причинам:

Не достаточен вакуум в главном конденсаторе;

Тепловой прогиб ротора турбины в результате местного охлаждения во время стоянки с прогретым ГТЗА и нарушение режима проворачивания.

В этом случае следует вывести турбинную установку из действия, дать турбине постепенно остыть. Для равномерного остывания необходимо закрыть приемные и отливные клинкеты главного конденсатора, удалить из него охлаждающую воду. После проворачивания ГТЗА ВПУ ввести установку в действие.

При открытии сопловых клапанов происходит падение давления в главном паропроводе.

В этом случае возможна неисправность клапанов на главном паропроводе или они не полностью открыты.

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.