Должна быть организована в строгом соответствии с требованиями инструкций завода-изготовителя, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности и техники безопасности при обслуживании тепломеханического оборудования электрических станций и сетей, подготовленными для этой работы специалистами.

На каждой электростанции в соответствии с вышеуказанными материалами разрабатываются местные инструкции по эксплуатации турбин с изложением правил пуска, останова, вывода в , возможных неполадок на оборудовании турбоагрегата и порядком их предотвращения и устранения, которые являются обязательными для обслуживающего персонала.

Неполадки, препятствующие пуску турбины.

Несмотря на различия в конструкциях турбин, схемах, вспомогательном оборудовании, существует общий для
всех перечень дефектов и неполадок, которые должны устраняться до пуска.

Пуск турбины запрещается:
— при отсутствии или неисправности основных приборов, контролирующих протекание теплового процесса в турбине и ее механическое состояние (манометры, термометры, виброметры, тахометры и др.);
— при неисправной , т.е. должен быть произведен осмотр маслобака (уровень масла, указатель
уровня), маслоохладителей, маслопроводов и т.д.;
— при неисправной по всем контурам, прекращающим подачу пара в турбину. Проверяется вся цепочка защиты от датчиков до исполнительных органов (реле осевого сдвига, вакуум-реле, автомат безопасности, атмосферные клапаны, стопорный и регулирующие клапаны, запорная арматура на паропроводах свежего пара, отборов);
— при неисправной ;
— при неисправном валоповоротном устройстве. Подача пара на неподвижный ротор может привести к его изгибу.

Подготовка пуска турбины.

Технология пуска турбины зависит от ее температурного состояния. Если температура металла турбины (корпуса ЦВД) ниже 150 °С, то считают, что пуск производится из холодного состояния. На это уходит не менее трех суток после ее останова.

Пуском из горячего состояния соответствует температура турбины 400 °С и выше.

При промежуточном значении температуры считается пуск из неостывшего состояния.

Основной принцип проведения пуска – должен производиться со скоростью максимально возможной по условиям надежности (не навреди).

Основной особенностью пуска неблочной турбины (ТЭС с поперечными связями) является использование пара номинальных параметров.

Пуск турбины состоит из трех этапов: подготовительного, периода разворота с доведением оборотов до полных (3000 об/мин) и синхронизации (включение в сеть) и последующего нагружения.

В подготовительный период проверяется общее состояние всего оборудования турбоустановки, отсутствие неоконченных работ, исправность приборов и сигнализаций. Прогрев паропровода и перепускных труб длится 1-1,5 часа. Одновременно готовится подача воды в конденсатор. Проверяется работа всех маслонасосов (кроме ГМН – на валу турбины), оставляют в работе пусковой маслонасос и включается валоповоротное устройство. Проверяются системы защиты и регулирования при закрытых главной паровой задвижке (ГПЗ) и отсутствии давления пара перед стопорным клапаном. Начинается набор вакуума. механизм управления выводится в минимальное положение, взводится автомат безопасности, открываются дренажи корпуса турбины.

Толчок турбины.

Толчок ротора (приведение его во вращение) производится либо открытием первого регулирующего клапана, либо байпасом ГПЗ при полностью открытых регулирующих клапанах.

Турбина выдерживается на малых оборотах (500-700), проверяются температурные расширения, прослушиваются уплотнения, корпуса, подшипники стетоскопом, показания приборов по маслу, температуре, давлению, относительным расширениям.

Критические частоты валопровода нужно проходить быстро и после осмотра всех элементов турбины и при отсутствии отклонений от норм можно идти на разворот, постоянно прослушивая турбину. При этом разница температур между верхом и низом цилиндра не должна превышать 30-35 °С, между фланцем и шпилькой не более 20-30 °С. При достижении 3000 об/мин производится осмотр турбины, проводится проверка систем защиты и регулирования, опробуется ручное и дистанционное выключение турбины. Механизмом управления проверяется плавность перемещения регулирующих клапанов, проверяется срабатывание автомата безопасности подачей масла к бойкам, а при необходимости (положено по правилам) и повышением числа оборотов.

При отсутствии замечаний на главный щит управления подается сигнал «Внимание! Готово». После включения генератора в сеть, производится нагружение турбины согласно инструкции.

Пуск турбин с противодавлением.

Особенному контролю подлежат параметры, отклонение которых за допустимые пределы угрожает надежной работе турбины – это относительное удлинение ротора и его осевой сдвиг, вибрационное состояние агрегата.

Постоянно контролируются параметры свежего пара, после и внутри турбины, масла в системе регулирования и смазки, не допуская нагрева подшипников, работа уплотнений.

В инструкции по эксплуатации определены вакуум, температура питательной воды, нагрев охлаждающей воды, температурный напор в конденсаторе и переохлаждение конденсата, т.к. от этого зависит экономичная работа турбины. Установлено, что ухудшение работы регенеративных подогревателей и недогрев питательной воды на 1 °С приводит к повышению удельного расхода теплоты на 0,01 %.

Проточная часть турбины подвержена заносу солями, содержащимися в паре. Занос солями, кроме снижения экономичности, ухудшает надежность лопаточного аппарата и турбины в целом. Для очистки проточной части проводят промывки влажным паром. Но это очень ответственная, а потому и нежелательная операция.

Нормальная эксплуатация турбины немыслима без тщательного контроля, ухода и регулярных проверок систем защиты и регулирования, поэтому необходим постоянный тщательный осмотр узлов и элементов регулирования, защит, парораспределительных органов, обращая внимание на течи масла, крепеж, стопорные устройства; производить расхаживание стопорных и регулирующих клапанов.

Согласно ПТЭ, в сроки, установленные инструкцией, должны регулярно испытываться бойки автомата безопасности наливом масла и повышением числа оборотов турбины, проверяться плотность стопорных, регулирующих и обратных клапанов. Причем, обязательно после монтажа, до и после капитального ремонта. Стопорный и регулирующий клапаны могут не быть абсолютно плотными, но их совместное закрытие должно не допустить вращения ротора.

Останов турбины.

При останове турбины в горячий резерв желательно сохранить температуру металла как можно более высокой. Останов с расхолаживанием производится при выводе турбины в длительный резерв или для проведения капитального и текущего ремонтов.

Перед остановом, по указанию начальника смены станции, согласно инструкции производится разгрузка турбины с отключением регулируемых отборов и регенерации.

Снизив нагрузку до 10-15 % от номинальной и получив разрешение, воздействием на кнопку выключения прекращают подачу пара в турбину. С этого момента турбина вращается электрической сетью, т.е. генератор работает в режиме двигателя. Во избежание разогрева хвостовой части турбины необходимо очень быстро убедиться в закрытии стопорного, регулирующих и обратных клапанов на линиях отборов, а ваттметр указывает отрицательную мощность, т.к. генератор потребляет в этот период мощность из сети. После этого отключают генератор от сети.

Если из-за неплотности клапанов, их зависания или по другим причинам в турбину поступает пар и по ваттметру на агрегате есть нагрузка, то отключать генератор от сети категорически запрещено, поскольку поступающего в турбину пара может оказаться достаточным для ее разгона.

Необходимо срочно закрыть главную паровую задвижку (ГПЗ), ее байпас, обтянуть задвижки на отборах возможно обстучать клапаны, убедиться что пар в турбину не поступает и только тогда отключают генератор от сети.

При разгрузке турбины нужно внимательно следить за относительным сокращением ротора, не допуская до опасных пределов.

После перевода турбины на холостой ход проводятся все необходимые по инструкции испытания. После отключения турбогенератора от сети начинается выбег ротора, при котором частота вращения снижается от номинальной до нуля. Это вращение происходит за счет инерции валопровода. Следует отметить, что вес вращающихся деталей турбины Т-175 вместе с роторами генератора и возбудителя составляет 155 т.

Выбег ротора – важный эксплуатационный показатель, позволяющий судить о состоянии агрегата.

Обязательно снимается кривая выбега – зависимость частоты вращения от времени. В зависимости от мощности выбег составляет 20-40 мин. При отклонении на 2-3 мин нужно искать причину и устранять.

После останова ротора немедленно включается валоповоротное устройство (ВПУ), которое должно работать пока температура металла турбины не снизится ниже 200 °С.

В процессе выбега и после производятся все остальные операции по маслу, циркуляционной воде и т.д. согласно инструкции.

Аварийный останов турбины.

При возникновении на турбоагрегате аварийной ситуации необходимо действовать согласно противоаварийной инструкции, в которой определен перечень возможных аварийных положений и меры по их ликвидации.

При ликвидации аварийной ситуации нужно внимательно наблюдать за основными показателями работы турбины:
— частота вращения, нагрузка;
— параметры свежего пара и ;
— вакуум в конденсаторе;
— вибрация турбоагрегата;
— осевой сдвиг ротора и положение роторов относительно своих корпусов;
— уровень масла в маслобаке и его давление в системах регулирования и смазки, температура масла на входе и сливе из подшипников и др.

Противоаварийной инструкцией определяются способы аварийного останова в зависимости от аварийных обстоятельств – без срыва вакуума и со срывом вакуума, когда в выхлоп турбины и конденсатор впускают атмосферный воздух открытием задвижки.

Аварийная остановка турбоагрегата производится путем немедленного прекращения подачи свежего пара в турбину кнопкой аварийного останова или дистанционно воздействием на электромагнитный выключатель, и, убедившись, что турбина отключена и не несет нагрузки подают сигнал на ГЩУ «Внимание! Машина в опасности!». После чего генератор отключается от сети. Обязательно закрывают главную паровую задвижку (ГПЗ), ее байпас и задвижки на отборах.

Дальнейшие операции по останову ведутся обычным способом.

Срыв вакуума производится в случае, когда нужно ускорить останов ротора, например, при резком понижении уровня масла, при гидроударах в турбине, внезапно возникшей сильной вибрации, при резком осевом сдвиге ротора и т.д.

При останове без срыва вакуума ротор турбины К-200-130 останавливается за 32-35 мин, а при срыве вакуума за 15 мин, но при этой операции происходит разогрев выхлопного патрубка за счет резкого возрастания плотности среды, что и приводит к торможению ротора. Поэтому останов турбины со срывом вакуума производится только в случаях, определенных противоаварийной инструкцией.

Порядок разборки и дефектации судовых турбин определяется инструкциями заводов-изготовителей. Плановые вскрытия главных паровых турбин производятся через 4…5 лет их работы. Целью плановых вскрытий турбин является оценка технического состояния деталей, определение величин износов деталей, очистка проточной части от коррозии, накипеобразований и нагара.
Ремонт корпуса
Коробление из-за термических напряжений, трещины, свищи и коррозионные разрушения – основные дефекты корпусов турбин.
Трещины, свищи и коррозионные разрушения устраняются сваркой и наплавкой. Сварочные работы должны проводиться до пригонки плоскостей разъема корпуса. В процессе сварки принимаются меры для снижения остаточных напряжений и деформаций.
Коробление корпуса в плоскостях разъема при зазорах до 0,15 мм устраняется шабрением. При значительных короблениях до 2 мм плоскости разъема шлифуют или фрезеруют (строгают). Для обработки в судовых условиях используют переносные фрезерные станки. Окончательная пригонка плоскостей производится шабрением при точности пригонки не менее 2 пятен на 1 см2. Щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить в плоскость разъема корпуса и крышки.
Ремонт роторов.
Дефекты роторов: износы, задиры и риски на опорных шейках, ослабление посадки дисков, прогиб оси ротора и трещины.
Роторы с трещинами заменяют. Износы шеек устраняют шлифованием. Уменьшение диаметра шеек вала допускается не более 0,5% построечного значения. Деформации ротора могут устраняться при стрелках прогиба соответственно: до 0,12 мм – проточкой, до 0,2 мм – механической правкой (в том числе односторонним наклепом с вогнутой стороны), до 0,4 мм – термической правкой с односторонним нагревом и свыше 0,4 мм – термомеханической правкой.
После правки производиться контроль на отсутствие трещин в роторе. Допускаемое искривление оси ротора зависит от его частоты вращения и длины: при длине вала ротора до 2 м и частоте вращения 25…85 с-1 допускаемая стрелка прогиба будет 0,08…0,02 мм. Овальность и конусность шеек допускается не более 0,02 мм, а шероховатость – не более Ra 0,32.
Ремонт дисков.
Дефекты дисков: коррозия и эрозия лопаток, трещины в лопатках, деформация и ослабление посадки на валу, ослабление крепления бандажной ленты и связующей проволоки.
Диски с трещинами и короблениями заменяются. Ослабление посадки на валу устраняется хромированием посадочного отверстия диска. Среднее значение величины натяга посадки диска составляет 0,001…0,0013 диаметра посадочной шейки вала.
Перед насадкой диска посадочные места вала и диска очищают и смазывают ртутной смазкой. Допускаемая величина биения, не более: торцевого – 0,2 мм, радиального – 0,1 мм.
Кромки лопаток паровых турбин, разрушенные эрозией, опиливают и шлифуют. Уменьшение ширины лопаток – не более 6% построечного значения. Кромки лопаток турбокомпрессоров опиливать не разрешается. Единичные дефектные лопатки в паровых турбинах срезают под корень. Для сохранения балансировки лопатки с противоположной стороны также удаляют. В одном ряду допускается удалять не более 5% лопаток.
Ослабленную бандажную ленту закрепляют подчеканкой шипов и пайкой. Связующую проволоку укрепляют пайкой.
Замена лопаток дисков турбин.
Технология замены лопаток зависит от конструкции диска и способа посадки лопаток.
Типовой процесс замены лопаток таков. Обрубают кромки шипов и снимают бандажную ленту. Удаляют (отпаивают) связующую проволоку. Высверливают замок и выбивают лопатки.
Подготовленные и отдефектованные новые лопатки взвешивают, распределяют в зависимости от массы по пакетам набора и маркируют. Составляется схема набора лопаток, которая учитывает условия балансировки: лопатки одинаковой массы должны находиться на противоположных радиусах диска. Паз диска очищают и смазывают ртутной мазью. Набор лопаток начинается со стороны, противоположной замку, в обе стороны одновременно. Лопатки и промежуточные тела должны входить в паз от легких ударов молотка массой до 500 г. Удары наносят через специальную оправу с красномедной проставкой. После постановки 10…15 лопаток производится контроль их аксиальной и радиальной установок. Допуски на отклонения зависят от частоты вращения ротора и высоты лопаток. При пригонке хвостовиков лопатки опиливают только со стороны спинок.
После полного набора лопаток вновь проверяют их положение в диске. Затем протягивают связующую проволоку и окончательно регулируют положение лопаток. После этого подгоняют и заделывают замок. Связующую проволоку разрезают по пакетам с зазором 1…2 мм и припаивают серебряным припоем (с использованием флюсов). Далее по шипам лопаток размечается бандажная калиброванная стальная лента. Отверстия в ленте под шипы выполняются просечкой или электродисковой прошивкой, после чего производится контроль бандажной ленты на отсутствие трещин. Точность пригонки отверстий бандажной ленты по шипам лопаток должна соответствовать посадке. Высота шипа над бандажной лентой обеспечивается припиловкой торца лопаток и находится в пределах 1…1,75 мм (в зависимости от толщины ленты). В заключение производится расклепывание шипов. Лента должна плотно прилегать к торцам лопаток.
Лопатки газовых турбин после набора должны иметь качание в тангенциальном направлении. Величина качания определяется требованиями чер-тежа и зависит от рабочих температур, профиля хвостика и высоты лопатки.
Лопатки осевых турбокомпрессоров набирают с натягом в тангенциальном направлении.
Ремонт диафрагм.
Дефекты диафрагм: коробление, трещины, натиры, разрушения лопаток и повреждения уплотнений.
Диафрагмы с разрушенными лопатками, деформированные и с крупными трещинами заменяют. неглубокие поверхностные трещины и разрушения устраняют сваркой с последующей термической обработкой. Шпоночные пазы восстанавливают по посадкам, предусмотренным чертежом. Плоскости разъема диафрагм пришабриваются с точностью 1…2 пятна на 1 см2. Щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить в плоскость разъема. Деформированные уплотнительные сегменты диафрагмы правят, а с другими дефектами и при значительных износах – заменяют. Между валом ротора и уплотнением (расточкой уплотнения) обеспечивается зазор 0,2…0,3 мм.
Ремонт концевых уплотнений.
Втулки и сегменты лабиринтовых уплотнений с повреждениями заменяются. Втулки насаживают на вал с натягом.
Ножевидные уплотнения изготавливаются следующим образом. Листо-вой материал загибают в U-образный профиль и свивают в спираль необходимого диаметра.
После замены уплотнений пригоняют набивочные коробки по постелям корпуса турбины. Плоскости разъема стыков коробок должны совпадать с плоскостью разъема корпуса турбины, а плоскости разъема обойм – с плоскостями коробок. Точность шабрения плоскостей разъема на краску должна обеспечить не менее 1 пятна на 1 см2.
При ремонте уплотнений обеспечиваются необходимые радиальные и осевые зазоры. В упругих уплотнениях дефекты пружины и детали угольных уплотнений заменяют.
Ремонт подшипников.
Для подшипников скольжения турбин применяются такие же материалы, что и для подшипников ДВС. Дефекты и технологические процессы ремонта подшипников турбин и ДВС аналогичны.
При осмотре подшипников необходимо обращать внимание на трещины, выкрашивание и отслаивание антифрикационного металла, а также на состояние галтелей и холодильников масла. При обнаружении трещин (особенно кольцевых, замкнутых), глубоких задиров, выкрашивания и отставания антифрикационного металла подшипники должны быть заменены.
При незначительных дефектах крупных подшипников, например, мест-ных отслаиваний. трещинах или выкрашивании производится восстановление их наплавкой газовыми горелками в среде аргона или в струе водорода, или ацетиленовыми горелками при восстановленном пламени. В этом случае могут применяться также гальванические процессы наращивания.
Тонкостенные вкладыши, имеющие только износ поверхности трения, могут восстанавливаться наплавкой или металлизацией в нейтральной среде или гальваническими способами.
Величина установочного масляного зазора зависит от диаметра шейки вала. При диаметрах до 125 мм установочный зазор – 0,12…0,25 мм, а предельно допустимый при износе – 0,18…0,35 мм.

РЕМОНТПАРОВЫХТУРБИН.

ПРЕДИСЛОВИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

корп.2, кв. 10.

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

В.Молочек.

Часть первая: ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1. ПЛАНИРОВАНИЕ, НОРМЫ И ДОКУМЕНТАЦИЯ.

1.1. СИСТЕМА ПЛАНОВОПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫХ РЕМОНТОВ.

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

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

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

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

на выполнении электростанцией производственного плана.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

приятия, которые позволят не производить ежегодного вскрытия проточной части турбоагрегата

1.2. РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ.

В связи с преимущественным вводом в

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

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

Особенно необходимы реконструкция и модернизация тех турбоустановок отечественного

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

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

Характер и объем работ по реконструкции

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

Для проведения работ по реконструкции и модернизации обычно используются остановки

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

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

1.3. ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТОВ ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА, РЕМОНТНЫЕ СРЕДСТВА

И МАТЕРИАЛЫ .

2.1. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ФОРМЫ РЕМОНТА.

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

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

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

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

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

В этих условиях заводы-изготовители и специализированные ремонтные предприятия

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Наиболее прогрессивными и эффективными формами организации централизованного ремонта являются следующие:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

чит повышение технико-экономических показателей ремонта за счет:

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

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

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

широкого применения средств механизации и повышения уровня ремонтного производства;

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

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

2.2. РЕМОНТНЫЙ ПЕРСОНАЛ.

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

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

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

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

Богомазов В.К., Беркута А.Д., Куликовский П.П. Паровые двигатели (Документ)

Жирицкий Г.С., Стрункин В.А. Конструкция и расчет на прочность деталей паровых и газовых турбин (Документ)

Капелович Б.Э., Логинов И.Г. Эксплуатация и ремонт паротурбинных установок (Документ)

n1.doc

Министерство образования Российской Федерации

ГОУ Уральский государственный технический университет - УПИ

В. Н. Родин, А. Г. Шарапов, Б. Е. Мурманский, Ю. А. Сахнин, В. В. Лебедев, М. А: Кадников, Л. А. Жученко

РЕМОНТ ПАРОВЫХ ТУРБИН

Учебное пособие

Под общей редакцией Ю. М. Бродова В. Н. Родина

Екатеринбург 2002

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ТЭС - тепловая электрическая станция

АЭС - атомная электрическая станция

ППР - планово-предупредительный ремонт

НТД - нормативно-техническая документация

ПТЭ - правила технической эксплуатации

СТОИР- система технического обслуживания и ремонта

САР - система автоматического регулирования

ЭРП - энергоремонтное предприятие

ЦЦР - цех централизованного ремонта

РМУ - ремонтно-механический участок

РД - руководящий документ

ОППР - отдел подготовки и проведения ремонтов

КИП - контрольно-измерительные приборы

ЛМЗ - Ленинградский механический завод

ХТЗ - Харьковский турбинный завод

ТМЗ - Турбомоторный завод

ВТИ - Всесоюзный теплотехнический институт

ЦВД - цилиндр высокого давления

ЦСД - цилиндр среднего давления

ЦНД - цилиндр низкого давления

ПНД - подогреватель низкого давления

ПВД - подогреватель высокого давления

КТЗ - Калужский турбинный завод

МПД - магнитопорошковая дефектоскопия

УЗК - ультразвуковой контроль

ЦКБ "Энергопрогресс" - центральное конструкторское бюро "Энергопрогресс"

ВПУ - валоповоротное устройство

РВД - ротор высокого давления

РСД - ротор среднего давления

РНД - ротор низкого давления

ЧВД - часть высокого давления

ЧСД - часть среднего давления

ЧНД - часть низкого давления

ТВ К - токовихревой контроль

ЦД - цветная дефектоскопия

ОТК - отдел технического контроля

ТУ - технические условия

МФЛ - металлофторопластовая лента

НЧВ - низкочастотная вибрация

ГПЗ - главная паровая задвижка

ЗАБ - золотник автомата безопасности

КПД - коэффициент полезного действия

КОС - клапан обратный соленоидный

ВТО - восстановительная термообработка

Т.У.Т. - тонны условного топлива

Х.Х. - холостой ход

ПРЕДИСЛОВИЕ

Энергетика, как базовая отрасль, определяет "здоровье" экономики страны в целом. Состояние дел в этой отрасли промышленности за последние годы осложнилось. Это определяется рядом факторов:

• 
  недогруженностью оборудования, что, как правило, приводит к необходимости работы турбин (и другого оборудования ТЭС) на режимах, не соответствующих максимальной экономичности;

• 
  резким сокращением ввода новых мощностей на ТЭС;
• 
  моральной и физической старостью почти 60 % энергооборудования;
• 
  ограниченностью поставок и резким ростом стоимости топлива для ТЭС;
• 
  нехваткой средств на модернизацию оборудования и других.

Паровые турбины являются одним из наиболее сложных элементов современной энергетической установки ТЭС, что определяется высокой частотой вращения роторов, высокими параметрами пара, большими статическими и динамическими нагрузками, действующими на отдельные элементы турбины, и рядом других факторов. Как показано в , повреждаемость паровых турбин составляет 15...25 % от повреждаемости всего оборудования ТЭС. В связи с этим вопросы своевременного и качественного ремонта паровых турбин являются в настоящее время одними из самых актуальных и сложных среди тех, которые приходится решать работникам ТЭС.

В блоках специальных дисциплин стандартов и учебных планов большинства энергетических и энергомашиностроительных специальностей вузов дисциплина "Ремонт паровых турбин", к сожалению, отсутствует. В ряде фундаментальных учебников и учебных пособий по паровым турбинам вопросам их ремонта внимания практически не уделяется. Ряд изданий не отражает современного состояния вопроса. Несомненно, очень полезными для изучения рассматриваемого вопроса являются издания , однако эти работы (по существу - монографии) не имеют учебной направленности. Между тем в последние годы появился ряд директивных и методических материалов, регламентирующих вопросы ремонта ТЭС и, в частности, ремонта паровых турбин .

Предлагаемое вниманию читателей учебное пособие "Ремонт паровых турбин" рассчитано на студентов вузов, обучающихся по специальностям: 10.14.00 - Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели, 10.05.00 - Тепловые электрические станции, 10.10.00 - Атомные электрические станции и установки. Пособие может быть использовано также в системе переподготовки и повышения квалификации инженерно-технического персонала ТЭС и АЭС.

• 
  основные принципы организации ремонта турбин;
• 
  показатели надежности, характерные повреждения турбин и причины их появления;
• 
  типовые конструкции и материалы деталей паровых турбин;
• 
  основные операции, выполняемые при ремонте всех основных деталей паровых турбин. Освещены вопросы центровки, нормализации тепловых расширений и вибросостояния

турбоагрегата. Отдельно рассмотрены положения, касающиеся особенностей ремонта турбин в условиях завода-изготовителя. Все эти факторы существенно влияют на эффективность и надежность работы турбоагрегата (турбоустановки) и определяют объем, продолжительность и качество ремонта.

В заключение приводятся направления разработок, которые, по мнению авторов, позволят в дальнейшем повысить эффективность всей системы ремонта паровых турбин в целом.

При работе над пособием авторы широко использовали современную научно-техническую литературу по ТЭС и АЭС, паровым турбинам и паротурбинным установкам, а также отдельные материалы турбинных заводов, ОАО "ОРГРЭС" и ряда ремонтных энергетических предприятий.

Структура и методология представления материала учебного пособия разработаны Ю. М. Бродовым.

Общая редакция учебного пособия выполнена Ю. М. Бродовым и В. Н. Родиным.

Глава 1 написана В. Н. Родиным, главы 2 и 12 Б. Е. Мурманским, главы 3; 4; 5; 6; 7; 9; И - А. Г. Шараповым и Б. Е. Мурманским, глава 8 - Л. А. Жученко и А. Г. Шараповым, глава 10 - А. Г. Шараповым, глава 13 - В. В. Лебедевым и М. А. Кадниковым, глава 14 - Ю. А. Сахниным.

Замечания по учебному пособию будут приняты с благодарностью, их следует на правлять по адресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, ул. Мира, 19 УГТУ -УПИ, Теплоэнерге тический факультет, кафедра "Турбины и двигатели". По этому же адресу настоящее учебное пособие можно заказать.

Глава 1

ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА ТУРБИН

1.1. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПОЛОЖЕНИЯ

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

Для решения этой задачи в энергетике были разработаны мероприятия по обслуживанию и ремонту, которые обеспечивали длительное содержание оборудования в рабочем состоянии при наилучших экономических показателях его работы и минимально возможных неплановых остановках его в ремонт. Эта система основывается на проведении 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. В соответствии с различают техническое обслуживание и ремонт оборудования.

Техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению . Оно предусматривает уход за оборудованием: проведение осмотров, систематическое наблюдение за исправным состоянием, контроль режимов работы, соблюдение правил эксплуатации, инструкций заводов - изготовителей и местных эксплуатационных инструкций, устранение мелких неисправностей, не требующих отключения оборудования, регулировку и так далее. Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций включает выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода оборудования в текущий ремонт.

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

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

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

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

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

• 
  солевой занос лопаток и сопловых аппаратов, которые не могут быть устранены промывкой под нагрузкой или на холостом ходу (окись кремния, железа, кальция, магния и др.); известны случаи, когда в результате заноса мощность турбины за 10... 15 дней снижалась на 25 %.
• 
  увеличение зазоров в проточной части приводит к снижению экономичности, например - увеличение радиального зазора в уплотнениях с 0,4 до 0,6 мм вызывает увеличение утечки пара на 50 %.

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

В ходе ремонтов важную роль играют опрессовки и устранение мест присосов воздуха, а также применение различных прогрессивных конструкций уплотнений во вращающихся воздухоподогревателях. Ремонтный персонал должен следить совместно с эксплуатационным персоналом за присосами воздуха и, по возможности, обеспечивать их устранение не только в ходе ремонтов, но и на работающем оборудовании. Так, снижение (ухудшение) вакуума на 1 % для энергоблока 500 МВт приводит к перерасходу топлива примерно на 2 т у. т./ч, что составляет 14 тыс. т у. т./год, или в ценах 2001 г. 10 млн руб.

Показатели экономичности турбины, котла и вспомогательного оборудования обычно определяются путем проведения экспресс-испытаний . Целью этих испытаний являются не только оценка качества ремонтов, но и регулярный контроль работы оборудования в течение межремонтного периода эксплуатации. Анализ результатов испытаний позволяет обоснованно судить о том, следует ли остановить агрегат (или, если это возможно, отключить отдельные элементы установки). При принятии решений сопоставляются возможные затраты на останов и последующий пуск, на проведение восстановительных работ, возможный недоотпуск электро- и теплоэнергии с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудования с пониженной экономичностью. Экспресс-испытания определяют также время, в течение которого допускается работа оборудования с пониженной экономичностью.

В целом техническое обслуживание и ремонт оборудования предусматривают выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью .

Ремонтный цикл - наименьшие повторяющиеся интервалы времени или наработки изделия, в течение которых в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации выполняются все установленные виды ремонта (наработка энергетического оборудования, выраженная в годах календарного времени между двумя плановыми капитальными ремонтами, а для вновь вводимого оборудования - наработка от ввода до первого планового капитального ремонта) .

Структура ремонтного цикла определяет последовательность различных видов ремонта и работ по техническому обслуживанию оборудования в пределах одного ремонтного 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. ч, то такой ремонт подразделяется на три категории сложности; наиболее сложные ремонты имеют третью категорию. Категорирование ремонтов применяется обычно к турбинам энергоблоков мощностью от 150 до 800 МВт.

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

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

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

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

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

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

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

Продолжительность ремонта по каждому основному виду из расчета типовых работ является директивной и утверждена "Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей" . Продолжительность ремонта определяется как величина в масштабе календарных дней, например для паровых турбин в зависимости от мощности типовой капитальный ремонт составляет от 35 до 90 суток, средний от 18 до 36 суток, текущий от 8 до 12 суток.

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

Объемы работ также определяются как типовой набор технологических операций, суммарная продолжительность которых соответствует директивной продолжительности вида ремонта; в Правилах это называется "номенклатура и объем работ при капитальном (или другом виде) ремонте турбины" и далее идет перечисление наименований работ и элементов, на которые они направлены.

Производные наименования ремонтов от всех основных видов ремонта отличаются между собой объемами и продолжительностью проведения работ. Наиболее непредсказуемыми по объемам и срокам являются аварийные ремонты; они характеризуются такими факторами, как внезапность аварийного останова, неготовность к ремонту материальных, технических и трудовых ресурсов, неясность причин отказа и объемов дефектов, вызвавших останов турбоагрегата.

При выполнении ремонтных работ могут быть использованы различные методы, в том числе :

агрегатный метод ремонта - обезличенный метод ремонта, при котором неисправные агрегаты заменяются новыми или заранее отремонтированными;

заводской метод ремонта - ремонт транспортабельного оборудования или его отдельных составных частей на ремонтных предприятиях на основе применения передовых технологий и развитой специализации.

Ремонт оборудования производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации, которые включают в себя действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики, ремонтные чертежи и другое.

На современном этапе развития электроэнергетики, характеризующемся низкими темпами обновления основных производственных средств, возрастает приоритет ремонта оборудования и необходимость в разработке нового подхода в финансировании ремонта и технического перевооружения.

Сокращение использования установленной мощности энергоустановок привело к дополнительному износу оборудования и увеличению доли ремонтной составляющей в себестоимости вырабатываемой энергии. Возросла проблема сохранения эффективности энергоснабжения, в решении которой ведущая роль принадлежит ремонтному производству.

Существующее энергоремонтное производство, ранее основанное на планово-предупредительном ремонте с регламентацией ремонтных циклов, перестало отвечать экономическим интересам. Ранее действующая система ППР была сформирована для производства ремонтов в условиях минимального резерва энергетических мощностей. В настоящее время произошло снижение ежегодной наработки оборудования и увеличение продолжительности его простоев.

В целях реформирования действующей системы технического обслуживания и ремонта было предложено изменить систему ППР и перейти на ремонтный цикл с назначенным межремонтным ресурсом по типам оборудования. Новая система технического обслуживания и ремонта (СТОИР) позволяет увеличить календарную продолжительность межремонтной кампании и сократить среднегодовые ремонтные затраты. По новой системе назначенный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами принимается равным базовому значению суммарной наработки за ремонтный цикл в базовый период и является нормативом.

С учетом действующих положений на электростанциях разработаны нормативы межремонтных ресурсов для основного оборудования электростанций. Изменение системы ППР обусловлено изменившимися условиями эксплуатации.

Как та, так и другая система обслуживания оборудования предусматривают три вида ремонта: капитальный, средний и текущий. Эти три вида ремонтов составляют единую систему обслуживания, направленную на поддержание оборудования в работоспособном состоянии с обеспечением его надежности и требуемой экономичности. Продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонтов строго регламентируется . Вопрос об увеличении продолжительности простоя оборудования в ремонте при необходимости выполнения сверхтиповых работ рассматривается каждый раз индивидуально.

Во многих странах используется система ремонта энергетического оборудования "по состоянию", позволяющая в значительной мере сократить затраты на ремонтное обслуживание. Но эта система предполагает использование методик и аппаратных средств, позволяющих с необходимой периодичностью (а по ряду параметров непрерывно) контролировать текущее техническое состояние оборудования.

Различными организациями в СССР, а позднее в России были разработаны системы мониторинга и диагностики состояния отдельных узлов турбины , были предприняты попытки создания на мощных турбоагрегатах комплексных систем диагностики . Эти работы требуют значительных финансовых затрат, но, по опыту эксплуатации аналогичных систем за границей , быстро окупаются.

1.2. ОБЪЕМЫ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ

В распорядительных документах определены номенклатура и типовые объемы ремонтных работ для каждого вида основного оборудования ТЭС.

Так, например, при выполнении капитального ремонта турбины проводится:

1. 
   Осмотр и дефектация корпусов цилиндров, сопловых аппаратов, диафрагм и обойм диафрагм, обойм уплотнений, корпусов концевых уплотнений, концевых и диафрагменных уплотнений, устройств для обогрева фланцев и шпилек корпуса, рабочих лопаток и бандажей, дисков рабочих колес, шеек вала, опорных и упорных подшипников, корпусов опор, масляных уплотнений, полумуфт роторов и др.
2. 
   Устранение обнаруженных дефектов.
3. 
   Ремонт корпусных частей цилиндра, в том числе контроль металла корпусов цилиндров, замена при необходимости диафрагм, шабрение плоскостей горизонтальных разъемов корпусов цилиндров и диафрагм, обеспечение центровки деталей проточной части и концевых уплотнений и обеспечение зазоров в проточной части в соответствии с нормами.
4. 
   Ремонт роторов, в том числе проверка прогиба роторов, при необходимости - замена проволочных бандажей или ступени в целом, шлифовка шеек и упорных дисков, динамическая балансировка роторов и исправление центровки ротора по полумуфтам.
5. 
   Ремонт подшипников, в том числе предусматривается в случае необходимости замена колодок упорного подшипника, замена или перезаливка вкладышей опорных подшипников, замена уплотнительных гребней масляных уплотнений, шабрение плоскости горизонтального разъема корпусов цилиндров.
6. 
   Ремонт соединительных муфт, в том числе выполняются проверка и исправление излома и смещения осей при спаривании полумуфт (маятник и колено), шабрение торцов полумуфт, обработка отверстий под соединительные болты.
7. 
   Выполняются испытания и снятие характеристик системы регулирования (САР), дефектация и ремонт узлов регулирования и защиты, настройка САР перед пуском турбины. Также проводятся дефектация и устранение дефектов маслосистемы: чистка маслобаков, фильтров и маслопроводов, маслоохладителей, а также проверка плотности маслосистемы.

Все дополнительные объемы работ по ремонту или замене отдельных узлов оборудования (сверх установленных распорядительными документами), а также по его реконструкции и модернизации являются сверхтиповыми.

1.3. ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЭС И В ЭНЕРГОРЕМОНТНОМ ПРЕДПРИЯТИИ

Ремонт оборудования ТЭС выполняется силами специалистов ТЭС (хозспособ), специализированными энергоремонтными подразделениями энергообъединения (системный хозспособ) или сторонними специализированными энергоремонтными предприятиями (ЭРП). В табл. 1.1 в качестве примера приведены, данные за 2000 г. (с официального сайта РАО "ЕЭС России") по распределению объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и подрядными организациями для энергосистем Уральского региона.

Таблица 1.1

Соотношение ремонтных работ выполняемых собственным и привлеченным ремонтным персоналом в некоторых энергосистемах Урала

Организацией ремонтного обслуживания на ТЭС занимаются директор, главный инженер, начальники цехов и отделов, старшие мастера, просто мастера, инженеры отделов и лабораторий. На рис. 1.1 одна из возможных схем управления ремонтом показана лишь в объеме ремонта отдельных частей основного оборудования в отличие от действительной схемы, которая включает в себя и организацию эксплуатации оборудования. У всех руководителей основных подразделений, как правило, имеется по два заместителя: один заместитель по эксплуатации, другой - по ремонту. Директор принимает решение по финансовым вопросам ремонта, а главный инженер по техническим, получая информацию от своего заместителя по ремонту и от руководителей цехов.

Для ТЭС, основной задачей которых является производство энергии, экономически нецелесообразно производить техническое обслуживание и ремонт оборудования в полном объеме собственными силами. Наиболее целесообразно привлекать для этого специализированные организации (участки).

Ремонтное обслуживание оборудования котлотурбинных цехов на ТЭС выполняется, как правило, цехом централизованного ремонта (ЦЦР), который представляет собой специализированное подразделение, способное выполнить ремонт оборудования в необходимом объеме. ЦЦР имеет материальные и технические средства, в том числе: склады имущества и запчастей, служебные кабинеты, оснащенные средствами связи, мастерские, ремонтно-механический участок (РМУ), грузоподъемные механизмы, сварочную технику. ЦЦР может частично или полностью выполнять ремонт котлов, насосов, элементов системы регенерации и вакуумной системы, оборудования химического цеха, арматуры, трубопроводов, электроприводов, элементов газового хозяйства, станочного оборудования, транспортных средств. ЦЦР привлекается также к ремонту системы рециркуляции сетевой воды, обслуживанию ремонтов береговых насосных станций.

Из представленной на рис. 1.2 примерной схемы организации ЦЦР видно, что ремонт в машинном зале также разделяется на отдельные операции, осуществление которых ведется специализированными звеньями, группами и бригадами: "проточники" - занимаются ремонтом цилиндров и проточной части турбины, "регулировщики" - ремонтом узлов системы автоматического регулирования и парораспределения; специалисты по ремонту маслохозяйства занимаются ремонтом маслобака и маслопроводов, фильтров, маслоохладителей и маслонасосов, "генераторщики" ремонтируют генератор и возбудитель.

Ремонт энергетического оборудования представляет собой целый комплекс парал лельных и пересекающихся работ, поэтому при его ремонте все подразделения, звенья, группы, бригады взаимодействуют между собой. Для четкого выполнения комплекса опе раций, организации взаимодействия отдельных ремонтных подразделений, определения сроков финансирования и поставки запчастей перед началом ремонта разрабатывается график его выполнения. Обычно разрабатывается сетевая модель графика ремонта оборудования (рис. 1.3). Эта модель определяет последовательность проведения работ и возможные сроки начала и окончания основных операций ремонта. Для удобного использования в ремонте сетевая модель выполняется в масштабе суток (принципы построения сетевых моделей представлены в разд. 1.5).

Собственный ремонтный персонал электростанций выполняет техническое обслуживание оборудования, часть объемов ремонтных работ при плановых ремонтах, аварийно-восстановительные работы; специализированные ремонтные предприятия, как правило, привлекаются для выполнения капитальных и средних ремонтов оборудования, а также его модернизации.

В России создано более 30 ЭРП, крупнейшие из которых "Ленэнергоремонт", "Мос-энергоремонт", "Ростовэнергоремонт", "Сибэнергоремонт", "Уралэнергоремонт" и другие. Организационная структура энергоремонтного предприятия (на примере структуры "Уралэнергоремонта" рис. 1.4) состоит из управления и цехов, наименование цехов указывает на вид их деятельности.

Рис. 1.2. Примерная схема организации ЦЦР
Например, котельный цех занимается ремонтом котлов, электротехнический цех производит ремонт трансформаторов и аккумуляторных батарей, цех регулирования и автоматики - ремонт САРТ паровых турбин и систем автоматики паровых котлов, генераторный цех занимается ремонтом электрогенераторов и двигателей, турбинный цех ремонтом проточной части турбин. Современное ЭРП, как правило, имеет собственную производственную базу, оснащенную механическим оборудованием, грузоподъемными кранами, транспортными средствами.

Цех по ремонту турбин обычно занимает второе место в ЭРП по численности персонала после котельного цеха; он также состоит из группы управления и производственных участков. В группе управления цехом - начальник и два его заместителя, один из которых занимается организацией ремонтов, а другой - подготовкой к ремонтам. Цех по ремонту турбин (турбинный цех) имеет ряд производственных участков. Обычно эти участки базируются на ТЭС в пределах своего региона обслуживания. Участок цеха по ремонту турбин на ТЭС, как правило, состоит из руководителя работ, группы подчиненных ему мастеров и старших мастеров, а также бригады рабочих (слесарей, сварщиков, токарей). Когда на ТЭС начинается капитальный ремонт турбины, руководитель цеха по ремонту турбин направляет туда группу специалистов для выполнения ремонтных работ, которые должны действовать совместно с персоналом имеющегося на ТЭС участка. В этом случае, как правило, руководителем ремонта назначается специалист из состава разъездных ИТР.

Когда капитальный ремонт оборудования выполняется на ТЭС, где отсутствует производственный участок ЭРП, туда направляется разъездной (линейный) персонал цеха с руководящим специалистом. Если разъездного персонала недостаточно для выполнения конкретного объема ремонта, к нему привлекаются работники других постоянных производственных участков, базирующихся на других ТЭС (как правило, из своего региона).

Руководство ТЭС и ЭРП согласуют все вопросы ремонта, в том числе и назначение руководителя ремонта оборудования (обычно он назначается из состава специалистов генподрядной (генеральной) организации, т. е. ЭРП).

Как правило, руководителем ремонта назначается опытный специалист в должности старшего мастера или ведущего инженера. Руководителями по операциям ремонта также назначаются только опытные специалисты в должности не ниже мастера. Если в ремонте участвуют молодые специалисты, то они распоряжением начальника цеха назначаются помощниками к специалистам-наставникам, т. е. мастерам и старшим мастерам, руководящим ключевыми операциями ремонта.

В капитальном ремонте оборудования участвует, как правило, собственный персонал ТЭС и несколько подрядных организаций, поэтому от ТЭС назначается руководитель ремонта, который решает вопросы взаимодействия всех подрядчиков; под его же руководством проходят ежедневные текущие совещания, а раз в неделю проводятся совещания у главного инженера ТЭС (лица, несущего персональную ответственность за состояние оборудования в соответствии с действующими РД). Если в ремонте происходят сбои, которые приводят к нарушению нормального хода работ, в совещаниях принимают участие начальники цехов и главные инженеры подрядных организаций.

1.4. ПОДГОТОВКА К РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ

На ТЭС подготовкой к ремонтам занимаются специалисты отдела подготовки и проведения ремонтов (ОППР) и цеха централизованного ремонта. В их задачи входит: планирование ремонтов, сбор и анализ информации о новых разработках мероприятий по повышению надежности и экономичности оборудования, своевременное распределение заказов на запчасти и материалы, организация доставки и хранения запчастей и материалов, подготовка документации для ремонта, обеспечение обучения и переподготовки специалистов, проведение инспекций по оценке работы оборудования и обеспечению техники безопасности при проведении ремонта.

ЦЦР в межремонтные периоды занимается текущим обслуживанием оборудования, подготовкой своих специалистов, пополнением своих ресурсов материалами и инструментом, выполняет ремонт станков, грузоподъемных механизмов и другого ремонтного оборудования.

График ремонтов оборудования согласовывается с вышестоящими организациями (управлением энергосистемой, диспетчерским управлением).

Одной из важнейших задач подготовки к ремонтам оборудования ТЭС является составление и выполнение комплексного плана-графика подготовки ремонтов. Комплексный план-график подготовки к ремонтам должен разрабатываться на период не менее 5 лет. Комплексный план обычно включает в себя следующие разделы: разработку конструкторской документации, изготовление и приобретение средств ремонта, обучение специалистов, объемы строительства, ремонт оснастки, ремонт станочного парка, ремонт транспортных средств, социальные и бытовые вопросы.

Долговременный комплексный план подготовки к ремонтам является документом, определяющим основное направление деятельности ремонтных подразделений ТЭС по совершенствованию ремонтного обслуживания и подготовке к ремонтам. При подготовке плана определяется наличие на ТЭС средств, необходимых для выполнения ремонтов, а также потребность в приобретении инструментов, технологий, материалов и другое.

Следует различать средства ремонта и ресурсы ремонта.

Средства ремонта - это совокупность изделий, приспособлений и различной техники, а также различных материалов, с помощью которых выполняется ремонт; к ним относятся:

• 
  стандартный инструмент, изготавливаемый машиностроительными предприятиями или фирмами и покупаемый ремонтными предприятиями в объеме годовой потребности (ключи, сверла, фрезы, молотки, кувалды и т. п.);
• 
  стандартный пневмо- и электроинструмент, изготавливаемый заводами типа "Пневмостроймаш" и "Электромаш";
• 
  стандартные металлообрабатывающие станки, изготавливаемые машиностроительными заводами России и зарубежных стран;
• 
  приспособления, изготавливаемые машиностроительными заводами по договорам с ремонтными предприятиями;
• 
  приспособления, спроектированные и изготовленные собственно ремонтными предприятиями по договорам между собой;
• 
  приспособления, изготовленные заводами и поставляемые на объекты монтажа вместе с основным оборудованием.

Для ориентации в средствах ремонта ремонтные подразделения должны иметь перечни оснастки, которые постоянно корректируются и обновляются. Эти перечни чрезвычайно велики; они состоят из ряда разделов: станки, металлорежущий инструмент, измерительный инструмент, ручные пневмомашины, ручные электромашины, инструмент слесарный, приспособления общие, приспособления технологические, оснастка организационная, такелаж, сварочная техника, транспортные средства, средства защиты.

Под ресурсами ремонта следует понимать совокупность средств, определяющих, "как делать ремонт"; к ним относятся информация:

• 
  о конструктивных особенностях оборудования;
• 
  технологии ремонта;
• 
  конструкции и технических возможностях ремонтной оснастки;
• 
  в порядке разработки и оформления финансовых и технических документов;
• 
  правилах организации ремонта на ТЭС и правилах внутреннего распорядка заказчика;
• 
  правилах техники безопасности;
• 
  правилах оформления табелей рабочего времени и документов на списание изделий и материалов;
• 
  особенностях работы с ремонтным персоналом при подготовке и проведении ремонтной компании.

В процессе подготовки к ремонту стандартный и технологический инструмент должен быть скомплектован и отревизирован, все ремонтные подразделения укомплектованы и в них назначены руководители, отработана система взаимосвязи руководителей работ с руководством заказчика; весь ремонтный персонал должен иметь действующие (не просроченные) удостоверения на допуск к работам согласно Правилам техники безопасности.

1.5. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ПРОИЗВОДСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ

При проведении ремонта оборудования ТЭС характерны следующие основные особенности:

1. 
   Динамичность производства ремонтных работ, проявляющаяся в необходимости высокого их темпа, привлечения значительного количества ремонтного персонала на широком фронте параллельно ведущихся работ, непрерывного поступления информации о вновь выявленных дефектах оборудования и изменении объемов (ремонтным работам присущ вероятностный характер планируемого объема работ и строгая определенность сроков выполнения всего комплекса работ).
2. 
   Многочисленность технологических связей и зависимостей между различными работами по ремонту отдельных агрегатов в пределах ремонтируемого оборудования, а также между узлами каждого агрегата.
3. 
   Нестандартность многих ремонтных процессов (каждый ремонт отличается от предыдущего своими объемами и условиями производства работ).
4. 
   Различные ограничения в материальных и людских ресурсах. В период производства работ достаточно часто приходится отвлекать персонал и материальные ресурсы для неотложных нужд действующего производства.
5. 
   Жесткие сроки выполнения ремонтных работ.

Все перечисленные особенности ремонта энергетического оборудования приводят к необходимости рационального планирования и управления ходом ремонтных работ, обеспечивающими выполнение основной задачи .

Моделирование процессов капитального ремонта позволяет имитировать процесс ремонта оборудования, получать и анализировать соответствующие показатели и на этой основе принимать решения, направленные на оптимизацию объемов и сроков производства работ.

Линейная модель - это последовательный (и параллельный, если работы независимы) набор всех работ, который позволяет подсчетом по горизонтали определить продолжительность всего комплекса работ, а подсчетом по вертикали - календарную потребность в персонале, оборудовании и материалах. Получаемый в целом линейный график (рис. 1.5) представляет собой графическую модель решаемой задачи и относится к группе аналоговых моделей. Метод линейного моделирования применяется при ремонте сравнительно несложного оборудования или при производстве небольших объемов работ (например, текущих ремонтов) на сложном оборудовании.

Линейные модели не способны отразить основные свойства моделируемой ремонтной системы, так как в них отсутствуют связи, определяющие зависимости одной работы от другой. В случае любого изменения ситуации в ходе производства работ линейная модель перестает отображать реальный ход событий и в нее невозможно внести существенные изменения. В этом случае линейную модель необходимо строить заново. Линейные модели не могут быть использованы в качестве инструмента управления при производстве сложных комплексов работ.

Рис. 1.5. Пример линейного графика

Сетевая модель - это особый вид операционной модели, обеспечивающей с любой необходимой точностью детализации отображение состава и взаимосвязи всего комплекса работ во времени. Сетевая модель поддается математическому анализу, позволяет определять реальный календарный план, решать задачи рационального использования ресурсов, оценивать эффективность решений руководителей еще до того, как они будут переданы для исполнения, оценивать фактическое состояние комплекса работ, прогнозировать будущее состояние, своевременно обнаруживать "узкие места" .

Составными частями сетевой модели являются сетевой график, представляющий собой графическое отображение технологического процесса ремонта, и информация о ходе ремонтных работ.

Основными элементами сетевого графика являются работы (отрезки) и события (кружки).

Различаются три вида работ:

• 
  действительная работа - работа, требующая затрат времени и ресурсов (трудовых, материальных, энергетических и других);
• 
  ожидание - процесс, требующий затрат только времени;
• 
  фиктивная работа - зависимость, не требующая затрат времени и ресурсов; фиктивная работа используется для изображения объективно существующих технологических зависимостей между работами.

Работа и ожидание в сетевом графике отображаются сплошной стрелкой.

Фиктивная работа отображается пунктирной стрелкой.

Событие в сетевой модели является результатом выполнения конкретной работы. Например, если рассматривать в качестве работы "устройство лесов", то результатом этой работы будет событие "устройство лесов закончено". Событие может быть простым или сложным, в зависимости от результатов выполнения одной, двух или большего количества входящих работ, а также может не только отражать факты завершения входящих в него работ, но и обусловливать возможность начала одной или нескольких выходящих из него работ.

Событие, в отличие от работы, не имеет продолжительности, его характеристикой является время совершения.

По месту нахождения и роли в сетевой модели события подразделяются на следующие:

• 
  исходное событие, совершение которого означает возможность начала выполнения комплекса работ; оно не имеет ни одной входящей работы;
• 
  завершающее событие, совершение которого означает окончание выполнения комплекса работ; оно не имеет ни одной выходящей работы;
• 
  промежуточное событие, совершение которого означает окончание всех входящих в него работ и возможность начала выполнения всех выходящих работ.

События по отношению к выходящим из них работам называются начальными, а по отношению к входящим работам - конечными.

Сетевые модели, имеющие одно завершающее событие, называются одноцелевыми.

Основным признаком комплекса ремонтных работ является наличие системы выполнения работ. В связи с этим существует понятие предшествования и непосредственного предшествования. Если работы не связаны между собой условием предшествования, то они являются независимыми (параллельными), поэтому при изображении ремонтного процесса в сетевых моделях последовательно (в цепочке) могут изображаться только работы, связанные между собой условием предшествования.

Первичной информацией о ремонтных работах сетевой модели является объем работы, выраженный в натуральных единицах. По объему работ на основании норм может быть определена трудоемкость работы в человеко-часах (чел-ч), а зная оптимальный состав звена, можно определить продолжительность выполнения работы.

Основные правила построения сетевого графика

В графике должна быть четко отображена технологическая последовательность выполнения работ.

Примеры отображения такой последовательности приведены ниже.

Пример 2. После окончания работ "укладка РВД в цилиндр" и "укладка РСД в цилиндр" можно начать работу "центровка роторов" - эта зависимость изображена ниже:

Пример 1. После "останова и расхолаживания турбины" можно начать "разборку изоляции" цилиндров - эта зависимость изображается так:

Пример 3. Для начала работы "вскрытие крышки ЦВД" необходимо закончить работы "разборка крепежа горизонтального разъема ЦВД" и "разборка муфты РВД-РСД", а для "проверки центровки РВД-РСД" достаточно окончания работы "разборка муфты РВД- РСД" - эта зависимость изображена ниже:

В сетевых графиках ремонта энергооборудования не должно быть циклов, так как циклы свидетельствуют об искажении взаимосвязи между работами, поскольку каждая из этих работ оказывается предшествующей самой себе. Пример такого цикла приведен ниже:

В сетевых графиках не должно быть ошибок типа:

тупики первого рода - наличие событий, не являющихся исходными и не имеющих входящих работ:

тупики второго рода - наличие событий, не являющихся завершающими и не имеющих выходящих работ:

Все события сетевого графика должны быть пронумерованы. К нумерации событий предъявляются следующие требования:

Нумерация должна производиться последовательно, числами натурального ряда, начиная с единицы;

Номер конечного события каждой работы должен быть больше номера начального события; выполнение этого требования достигается тем, что событию присваивается номер только после того, как будут пронумерованы начальные события всех входящих в него работ;


В сетевом графике каждое событие может быть изображено только 1 раз. Каждый из номеров может быть присвоен только одному конкретному событию. Аналогично, каждая работа в сетевом графике может быть изображена только 1 раз, а каждый шифр может быть присвоен только одной работе. Если по технологическим причинам две или несколько работ имеют общие начальное и конечное события, то, чтобы исключить одинаковое обозначение работ, вводится дополнительное событие и фиктивная работа:

Построение сетевых моделей ремонта это достаточно трудоемкая задача, поэтому в последние годы выполнен ряд работ по созданию компьютерных программ, предназначенных для построения сетевых графиков .

1.6. ОСНОВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ПРОЦЕССЕ ПОДГОТОВКИ И ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ

При подготовке и проведении ремонта энергетического оборудования используется большое количество различных документов, в том числе: распорядительные, финансовые, хозяйственные, конструкторские, технологические, ремонтные, документы по технике безопасности и другие.

Перед началом ремонта необходимо подготовить соответствующие распорядительные и финансовые документы: приказы, договора, акты о готовности оборудования к ремонту, ведомость дефектов оборудования, ведомость объема работ, сметы на производство работ, акты освидетельствования грузоподъемных механизмов.

В том случае если для выполнения ремонта привлекается подрядная организация, то она подготавливает договор на выполнение ремонта и смету стоимости ремонтных работ. В составленном договоре определяется статус подрядчика, стоимость ремонтных работ, обязанности сторон относительно порядка содержания командированного персонала и порядка взаимных расчетов . В составленной смете перечисляются все работы, связанные с ремонтом, их наименования, количество, цены, указываются все коэффициенты и дополнения, связанные с курсом цен на период заключения договора о ремонте. Для оценки стоимости работ, как правило, применяются прейскуранты и справочники, нормативы времени, ведомости объема работ, тарифные справочники. На отдельные виды работ составляется специальная калькуляция; в случае определения стоимости работ по калькуляции применяются справочники норм времени на данные виды работ.

После подписания заказчиком и исполнителем договора и сметы вступают в силу все последующие документы, определяющие финансовое обеспечение ремонта, в том числе (укрупненно):

• 
  ведомости на приобретение инструмента;
• 
  ведомости на приобретение материалов и запчастей;
• 
  ведомости на выдачу спецодежды, мыла, рукавиц;

• 
  ведомости на выдачу командировочного содержания (суточные, оплата гостиницы, оплата транспорта и т. п.);
• 
  путевые листы на перевозку средств ремонта;
• 
  доверенности на материальные ценности;
• 
  платежные требования.

На ТЭС и в ЭРП имеются архивы, в которых хранятся документы, необходимые для организации (подготовки) и проведения ремонта.

Технические условия на ремонт - нормативно-технический документ, содержащий технические требования, показатели и нормы, которым должно удовлетворять конкретное изделие после капитального ремонта .

Руководство по капитальному ремонту - нормативно-технический документ, содержащий указания по организации и технологии ремонта, технические требования, показатели и нормы, которым должно удовлетворять конкретное изделие после капитального ремонта .

Чертежи ремонтные - чертежи, предназначенные для ремонта деталей, сборочных единиц, сборки и контроля отремонтированного изделия, изготовления дополнительных деталей и деталей с ремонтными размерами .

Карта измерений - технологический документ контроля, предназначенный для регистрации результатов измерения контролируемых параметров с указанием подписей исполнителя операции, руководителя работ и контролирующего лица .

Кроме того, в архиве хранятся чертежи оборудования, комплект документов на технологический процесс ремонта оборудования, технологические инструкции на отдельные специальные операции ремонта.

На ТЭС в архиве также должна храниться документация о ранее выполненных ремонтах оборудования. Эти документы комплектуются по станционным номерам оборудования; они хранятся в отделе подготовки ремонтов, частично у начальника турбинного цеха, а также у руководителя ЦЦР. Комплектование и хранение этих документов позволяет постоянно накапливать информацию о ремонтах, которая служит как бы "историей болезни" оборудования.

Перед началом ремонта оборудования в цехе ЭРП разрабатывается список работников и лиц, ответственных за производство работ; издается и утверждается приказ о назначении руководителя ремонта и список работников с указанием их должностей и квалификации.

Назначенный руководитель ремонта составляет список необходимых для работы документов. В нем обязательно присутствуют: бланки финансовые (сметы, акты формы № 2, дополнительные соглашения, табели рабочего времени), бланки учета рабочего времени, бланки линейных графиков, амбарные книги для ведения журналов (технического и сменных заданий), списки лиц, ответственных по нарядам-допускам, и формы на списание материалов и инструмента.

В ходе ремонта необходимо документально отразить состояние основного оборудования и его частей, оформить протоколы о контроле металла оборудования и запасных частей, пересмотреть график ремонта в случае необходимости уточнения состояния оборудования, оформить технические решения о ремонте с устранением дефектов оборудования нестандартными способами.

Руководитель ремонта в процессе его проведения проводит разработку и оформление следующих основных документов:

• 
  акт на выявленные дефекты при осмотре элементов оборудования во время разборки (вторая оценка состояния оборудования);
• 
  акт на обоснование изменения директивного срока ремонта в зависимости от выявленных дефектов;
• 
  протоколы совещаний по важнейшим проблемам ремонта, например: перелопачивание ступеней, перемонтаж опор, замена ротора и тому подобное;

• 
  уточненный график работ в связи с изменением объема работ;
• 
  финансовые документы: дополнительное соглашение к договору и дополнительная смета, текущие акты приемки выполненных работ;
• 
  заявки на новые запасные части и узлы для заказчика: рабочие лопатки, диски, обоймы, диафрагмы и тому подобное;
• 
  акты поузловой приемки оборудования из ремонта;
• 
  технические решения на нетиповые работы с применением нестандартной технологии;

- официальные письма, сообщения, факсы, телетайпограммы и тому подобное.

Кроме того, руководитель организует ведение журналов: выдачи заданий, технических записей, инструктажа по технике безопасности на рабочем месте, наличия инструмента, приспособлений и материалов, табеля рабочего времени, ведомостей на выдачу рукавиц, салфеток и других.

По окончании ремонта также под руководством специалистов ЭРП и ТЭС разрабатываются и оформляются:

• 
  акты приемки из ремонта основных узлов оборудования;
• 
  протоколы закрытия цилиндров;
• 
  протокол на сдачу маслобака на чистоту;
• 
  формуляры на сборку оборудования;
• 
  протоколы на плотность вакуумной системы;
• 
  протоколы гидравлических испытаний;
• 
  акт опрессовки генератора и его уплотнений;
• 
  ведомость основных параметров и технического состояния;
• 
  акт на балансировку валопровода турбоагрегата;
• 
  линейные графики окончания работ;
• 
  сборник формуляров и отчетных документов;
• 
  акты на списание запчастей и материалов, использованных для ремонта.

После окончания ремонта закрываются все наряды-допуски на производство работ. Все использованные при ремонте запасные части списываются по актам на списание. Все финансовые документы подписываются и направляются соответствующим службам ТЭС и ЭРП.

1.7. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ МЕТАЛЛА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТАХ ТУРБИН

В процессе ремонта турбоагрегатов осуществляется большой объем работ по контролю металла, при этом используется совокупность различных физических методов неразрушающего контроля. При их применении в проверяемом изделии не создается каких-либо остаточных изменений. Этими методами обнаруживаются трещины, внутренние раковины, зоны рыхлости, непровары в сварных швах и тому подобные нарушения сплошности и однородности материалов. Наиболее распространены следующие методы: визуальный контроль, ультразвуковая дефектоскопия, магнитно-порошковая дефектоскопия, контроль методом вихревых токов .

Метод магнитно-порошковой дефектоскопии основан на том, что частицы ферромагнитного вещества, помещенные на намагниченную поверхность, скапливаются в зоне неоднородности среды.

При проведении дефектоскопии поверхность намагниченного изделия посыпают сухим ферромагнитным порошком (мелкими опилками чугуна или стали) либо поливают жидкостью, в которой тонкий ферромагнитный порошок находится во взвешенном состоянии ("магнитной суспензией"); при этом в тех местах, где трещины доходят до поверхности изделия (хотя и невидимы вследствие их малого раскрытия) или подходят достаточно близко к ней, порошок скапливается особенно интенсивно, образуя легко заметные валики, соответствующие форме трещины.

Применительно к деталям из ферромагнитных материалов метод отличается большой чувствительностью и позволяет выявлять различные дефекты на поверхности детали.

Метод ультразвуковой дефектоскопии основан на способности энергии ультразвуковых колебаний распространяться с малыми потерями в однородной упругой среде и отражаться от нарушений сплошности в этой среде.

Существует два основных метода ультразвукового контроля - метод сквозного прозвучивания и метод отражения. При проведении дефектоскопии ультразвуковой луч вводится в образец и индикатор измеряет интенсивность колебаний, прошедших через образец или отраженных от неоднородностей, расположенных внутри образца. Дефект определяется либо по уменьшению прошедшей через образец энергии, либо по энергии отраженной от дефекта.

К преимуществам ультразвукового контроля относятся:

• 
  высокая чувствительность, позволяющая обнаруживать мелкие дефекты;
• 
  большая проникающая способность, позволяющая контролировать крупногабаритные изделия;
• 
  возможность определения координат и размеров дефекта.

Возможности ультразвукового контроля могут быть ограничены неблагоприятной геометрией изделия (его размерами и формой), неблагоприятной ориентацией дефекта, а также неблагоприятной внутренней структурой (размерами зерна, пористостью, включениями и мелкодисперсными выделениями).

Метод контроля вихревыми токами (вихретоковый метод) основан на том, что в испытуемом образце, помещенном в переменное магнитное поле, индуктируются вихревые токи.

При проведении контроля металла переменное магнитное поле создается с помощью электромагнитных катушек различной формы (в виде щупа, в виде вилки и другие). В отсутствие испытуемого объекта пустая испытательная катушка имеет характерное полное сопротивление. Если испытуемый объект поместить в электромагнитное поле катушки, то оно изменится под действием поля вихревых токов. При наличии неоднородностей в материале образца это отразится на изменении магнитного поля катушки. Этим методом можно определить наличие трещин, их глубину и размеры.

При ремонте турбин кроме описанных выше методов, в ряде случаев применяются также рентгеновская дефектоскопия, люминесцентная дефектоскопия и другие методы.

1.8. ИНСТРУМЕНТ, ПРИМЕНЯЕМЫЙ ПРИ РЕМОНТНЫХ РАБОТАХ

Для выполнения ремонта оборудования используется большое количество слесарно-механического и измерительного инструмента, а также специальных приспособлений. Наличие и качество необходимого инструмента определяет производительность труда при ремонте. Недостаток инструмента вызывает частые простои в работе.

Набор слесарно-механических и универсальных инструментов, который необходим при ремонте турбин, включает в себя:

режущий инструмент - резцы, сверла, метчики, плашки, развертки, раззенковки, напильники, шаберы трехгранные, полукруглые и плоские, ножовки и так далее.;

ударно-режущий - зубила, крейцмессели, кернеры и прочие;

абразивный - точильные круги, шкурки;

монтажный - отвертки, гаечные ключи, ключи торцевые, накидные и раздвижные, воротки, кусачки, плоскогубцы, кувалды стальные, свинцовые и медные, молотки слесарные, молотки свинцовые, медные выколотки, бородки, чертилки, щетки стальные, слесарные тиски, струбцины.

При ремонте турбины выполняются работы, требующие производства измерений с высокой точностью (до 0,01 мм). Такая точность необходима при определении степени износа деталей, при измерении радиальных и торцовых зазоров по центровочным приспособлениям, проверке зазоров в шпоночных соединениях, а также при сборке турбины и ее узлов.

Для измерения линейных размеров или зазоров применяются пластинчатые и клиновые щупы, резьбомеры, шаблоны, калибры, проверочные призмы, штангельциркули, микрометры. Микрометры применяют также для измерения наружных размеров деталей.

Для измерения внутренних размеров деталей или расстояний между плоскостями, точного измерения диаметров расточек в цилиндрах турбины, а также для определения размеров шпоночных пазов пользуются микрометрическим нутромером.

При проверке плоскостности поверхностей используются плиты поверочные разных размеров, например 300x300 и 500x500.

Для измерения уклонов при установке фундаментных рам, выверке цилиндров и корпусов подшипников в продольном и поперечном направлениях, а также для измерения уклонов на шейках роторов пользуются уровнем типа "Геологоразведка" или электронными уровнями.

Для измерения высотных отметок деталей применяют гидростатический уровень с микрометрическими головками.

Для измерения величин нагрузок на опоры корпусов подшипников и цилиндров турбины используют динамометры.

Для измерения биений вала, упорного диска, торцовой и радиальной поверхностей муфт применяются индикаторы часового типа. Кроме того, ими удобно измерять линейные перемещения деталей: разбег ротора в упорном подшипнике, ход золотников регулирования и так далее.

Для механизации производства трудоемких работ применяется универсальный и специализированный инструмент с пневмо- и электроприводами:

• 
  пневматические гайковерты для разбалчивания и сбалчивания цилиндров, крышек подшипников;
• 
  приспособления с электроприводом для вращения роторов на малых оборотах, используемые при шлифовании шеек ротора, проточке бандажей лопаток после перелопачивания, проточке гребней лабиринтовых уплотнений и так далее;
• 
  электрошлифовальные машинки для резки бандажной проволоки при переоблопачивании и высверливания лопаточных заклепок в дисках;
• 
  механические развертки с электроприводом и специальные самозатягивающиеся раз вертки для развертывания отверстий под заклепки лопаток;
• 
  переносные радиально-сверлильные станки для сверления и ройберования отверстий;
• 
  ручные переносные шлифовальные машинки с гибкими валиками привода стальных шарошек или абразивных кругов для опиловки плоскостных поверхностей;
• 
  пневмошлифовальные машины, электрошаберы и ручные шаберы со съемными пластинками для шабровки горизонтальных разъемов цилиндров, шлифовки дисков и диафрагм.

Кроме этого используются различные такелажные средства: тросы, стропы, канаты, рымы, восьмерки, тали, домкраты, приспособления для подъема роторов и цилиндров.

Для проведения ряда работ при ремонте используются электросварочный аппарат и газо-режущий агрегат.

Для разогрева деталей при выполнении операции их насадки и снятия используются огнеметы.

При выполнении работ используются орудия производства и технологическая оснастка. Совокупность орудий производства, необходимых для осуществления технологического процесса, называется средствами технологического оснащения .

Технологическая оснастка - средства технологического оснащения, дополняющие технологическое оборудование для выполнения определенной части технологического процесса . Примером технологической оснастки являются: режущий инструмент, приспособления, калибры и другое.

1.9. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ

1. 
   Какова цель организации системы технического обслуживания и ремонта оборудования ТЭС?
2. 
   Что такое система ППР?
3. 
   Дайте определение терминам "техническое обслуживание" и "ремонт".
4. 
   Перечислите основные показатели эксплуатационного контроля за технико-экономическим состоянием проточной части турбины.
5. 
   Что такое экспресс-испытания? Как они проводятся?
6. 
   Дайте определение терминам "ремонтный цикл" и "структура ремонтного цикла".
7. 
   В чем состоит принципиальная разница между неплановым и плановым ремонтами турбины?
8. 
   Назовите основные отличия в видах ремонта между капитальным, средним и текущим.
9. 
   Чем и как определяются объем и продолжительность ремонтов?

1. 
   Какие методы ремонта вы знаете?
2. 
   Кто является руководителями и ответственными лицами при ремонте турбин на ТЭС?
3. 
   Кто на ТЭС занимается подготовкой к ремонтам?
4. 
   Какова цель моделирования процесса ремонта? Что такое линейная модель процесса ремонта?
5. 
   Что такое сетевая модель? Поясните термин "сетевой график как составная часть сетевой модели".
6. 
   Перечислите основные элементы и основные правила построения сетевого графика ремонта.
7. 
   Перечислите основные документы, которые должны быть оформлены до начала ремонта.
8. 
   Какие документы и кем оформляются по окончании ремонта?
9. 
   Перечень и классификация инструмента, применяемого при ремонте турбин. Что такое технологическая оснастка?

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.