Объем капитального ремонта турбоагрегата

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Капитальный ремонт — турбоагрегат

Капитальный ремонт турбоагрегата и другого связанного с ним оборудования цеха проводится с целью восстановления его технического состояния путем замены и ремонта изношенных деталей и узлов, устранения всех дефектов и ненормальностей, которые не могли быть выполнены при текущих ремонтах. [1]

Капитальный ремонт турбоагрегатов мощностью до 100 МВт должен выполняться 1 раз в 4 — 5 лет, турбоагрегатов мощностью свыше 100 МВт — 1 раз в 3 — 4 года, срок капитальных ремонтов турбоагрегатов передвижных электростанций — ] раз в 1 — 2 года. [2]

Во время капитального ремонта турбоагрегата руководство электростанции должно обеспечить проверку и ремонт контрольно-измерительных приборов и снятие недостающих эскизов для изготовления запасных частей. [3]

Во время капитального ремонта турбоагрегата должны быть проверены и отремонтированы в лабораторных условиях все его контрольно-измерительные приборы. [4]

Одновременно с проведением капитального ремонта турбоагрегата на нем могут выполняться также и реконструктивные работы по разработанной технической документации, а также сняты эскизы на разработку чертежей для заказа запасных частей к нему. [5]

В типовой объем капитального ремонта турбоагрегата входят: полная разборка со вскрытием и выемкой ротора и диафрагм, тщательный осмотр и проверка состояния всех частей, выявление ненормальностей, величин износа деталей, неудовлетворительных креплений и посадки подвижных и неподвижных деталей, которые могут отрицательно влиять на надежность и экономичность работы турбины, измерение зазоров и заполнение соответствующих формуляров. [6]

Согласно правилам технической эксплуатации капитальный ремонт турбоагрегата должен производиться через год после ввода в эксплуатацию и в дальнейшем 1 раз в 2 года. С разрешения вышестоящей ведомственной организации допускается в случае необходимости производство капитального ремонта турбоагрегата ежегодно, а также удлинение периода работы его между капитальными ремонтами до 3 лет, если турбоагрегат работает нормально и по своему состоянию может обеспечить надежную работу в дальнейшем, причем независимо от длительности периода работы турбины между капитальными ремонтами ревизия редуктора оборотов ее ( при наличии) должна производиться ежегодно. [7]

Экономический эффект от применения оптических методов измерений при капитальных ремонтах турбоагрегата , кроме снижения трудоемкости самих работ, связан с возможностью повысить коэффициент использования оборудования, что снижает себестоимость выработанной электроэнергии. [8]

Капитальный ремонт турбоагрегатов мощностью до 100 МВт должен выполняться 1 раз в 4 — 5 лет, турбоагрегатов мощностью свыше 100 МВт — 1 раз в 3 — 4 года, срок капитальных ремонтов турбоагрегатов передвижных электростанций — ] раз в 1 — 2 года. [9]

Согласно правилам технической эксплуатации капитальный ремонт турбоагрегата должен производиться через год после ввода в эксплуатацию и в дальнейшем 1 раз в 2 года. С разрешения вышестоящей ведомственной организации допускается в случае необходимости производство капитального ремонта турбоагрегата ежегодно, а также удлинение периода работы его между капитальными ремонтами до 3 лет, если турбоагрегат работает нормально и по своему состоянию может обеспечить надежную работу в дальнейшем, причем независимо от длительности периода работы турбины между капитальными ремонтами ревизия редуктора оборотов ее ( при наличии) должна производиться ежегодно. [10]

Источник

Типовой объём капитального ремонта паро-турбинной установки.

· испытание перед остановом и снятие статических и динамических характеристик систем регулирования ТПН и главной турбины;

· проверка перед остановом плотности стопорных, регулирующих, отсечных, обратных клапанов ТПН и главной турбины;

· опробование фактическим подъёмом давлением срабатывания на открытие и закрытие предохранительных клапанов парогенераторов, предохранительных клапанов коллектора пара собственных нужд, БРУ;

· испытание фактическим повышением числа оборотов (разгоном) автоматов безопасности ТПН и главной турбины;

· расхолаживание с контролем плавности тепловых перемещений паропроводов и цилиндров турбин до температуры металла не выше 50°C;;

· проверка величины неравномерности тепловых расширений цилиндров и роторов главной турбины и приводных турбин ТПН

· останов валоповоротных устройств;

· слив масла из всех аварийных, подпиточных баков и главных маслобаков турбин, с контролем состояния отложений на внутренней поверхности этих баков;

· очистка от внутренних отложений всех главных, аварийных и подпиточных маслобаков, заливка промывочного масла и динамическая промывка всех напорных и сливных маслопроводов; слив промывочного масла и повторная очистка всех аварийных, подпиточных баков и главных маслобаков турбин;

· капитальный ремонт всех маслонасосов смазки, регулирования, гидравлического подъёма роторов, уплотнений вала генератора;

· полное вскрытие, дефектация и ремонт арматуры на системах маслопроводовглавной турбины и приводных турбин ТПН;

· последующая заливка свежего масла в маслобаки турбин;

· установка, наладка и опробование средств технической оснастки и ремонта (леса, дополнительные краны, роликовые опоры, траверсы, демпферные балки, пайолы, стропы, специальные станки);

· разборка всех подшипников и цилиндров главной турбины и приводных турбин ТПН;

· осмотр и дефектация разбираемых крышек, обойм, диафрагм, роторов, подшипников, крепежных деталей с контролем на предмет эрозионного износа, трещин, промоин, коррозии, механических повреждений; устранение обнаруженных замечаний;

· пришабривание и подгонка по контактной краске плоскостей горизонтальных разъёмов цилиндров турбин, их диафрагм, обойм, вкладышей и корпусов подшипников;

· замена (перелопачивание) не более двух рабочих ступеней на роторах главной турбины и одной ступени приводной турбины ТПН;

· замена не более одной диафрагмы главной турбины и одной диафрагмы приводной турбины ТПН;

· замена до 30% бандажей на роторах главной турбины и до 10% бандажей на последних ступенях роторов приводных турбин ТПН;

· проверка искривления роторов всех турбин и (при необходимости) их динамическая балансировка;

· райберовка отверстий в полумуфтах роторов, с возможной заменой не более четырех призонных болтов для пары полумуфт;

· центровка деталей проточной части цилиндров турбин с выверкой линии валов и подгонкой (спаровкой) полумуфт;

· проверка и (при необходимости) вибрационная отстройка от резонансных частот пакетов рабочих лопаток на роторах главной турбины;

· замена 50% колодок упорного подшипника скольжения и не более двух вкладышей опорных подшипников скольжения валопровода главной турбины;

· полная разборка и ревизия валоповоротных устройств главной турбины и приводных турбин ТПН;

· полная очистка трубной системы конденсаторов главной турбины и приводных турбин ТПН, проверка их плотности, подвальцовка неплотных трубок и глушение дефектных трубок;

· восстановление протекторной защиты теплообменных трубок и антикоррозионной защиты водяных камер конденсаторов;

· полный ремонт и настройка систем автоматического регулирования на приводных турбинах ТПН и главной турбине со снятием динамических характеристик основных параметров этих систем до и после ремонта;

· вибрационные исследования и балансировка системы вращающихся роторов главной турбины, генератора, возбудителя и их фундаментов;

· капитальный ремонт всех питательных насосов (ТПН, ВПЭН, АПЭН, БПН), их вибрационные исследования и балансировка;

· вскрытие, очистка, внутренний осмотр и гидравлические испытания корпусов и трубных пучков ПВД, ПНД, СПП, бойлерных установок с ремонтом трубной системы, заглушкой дефектных трубок и с предъявлением результатов работы инспекции ГАН;

· вскрытие, дефектовка и ремонт всей арматуры по системам питательной воды, основных паропроводов, конденсатного тракта; притирка этой арматуры и проверка плотности (при этом возможна замена до 25% арматуры на новую);

· эксплуатационный неразрушающий контроль основного металла и сварных соединений паропроводов, трубопроводов конденсата и питательной воды, корпусов цилиндров турбины, роторов турбины, ротора генератора, крышек ПВД, корпусов СПП;

· ремонт дефектных участков трубопроводов (по результатам эксплуатационного неразрушающего контроля) с переваркой дефектных стыков и с возможной заменой до трех дефектных участков трубопроводов в каждой системе;

· полный осмотр и ремонт опор и подвесок на трубопроводах;

· капитальный ремонт тепловой изоляции цилиндров турбины, парораспределителей, паропроводов, сбросных устройств, трубопроводов конденсата, питательной воды и отборов системы регенерации тепла;

· капитальный ремонт всех циркуляционных насосов системы охлаждения конденсаторов главной турбины и приводных турбин ТПН с ремонтом всех ступеней сороудерживающих сеток;

· капитальный ремонт половины из каждой группы насосов систем нормальной эксплуатации, не вошедших в ранее перечисленные;

· настройка маслосистем турбин на свежем масле с контролем его чистоты;

· включение валоповоротных устройств всех турбин и проверка работоспособности (отсутствие скрипов и задеваний) проточных частей цилиндров, их концевых уплотнений, уровня температур баббита и достаточности слива масла у каждого подшипника скольжения;

· пробный набор вакуума на турбинной установке с оперативным устранением присосов и неплотностей;

· разогрев паропроводов и цилиндров турбины с последующим выводом ее на параметры холостого хода;

· настройка систем автоматического регулирования турбин на параметрах холостого хода;

· проверка и настройка всех уровней технологических защит турбинной установки и блока в целом;

· проверка перед пуском плотности стопорных, регулирующих, отсечных, обратных клапанов главной турбины и приводных турбин ТПН;

· опробование после ремонта фактическим подъёмом давлением срабатывания на открытие и закрытие предохранительных клапанов парогенераторов, предохранительных клапанов коллектора пара собственных нужд, БРУ;

· испытание после ремонта фактическим повышением числа оборотов (разгоном) автоматов безопасности главной турбины и приводных турбин ТПН;

· настройка и проверка режимов работы электрогенератора, его защит и системы возбуждения,

· синхронизация параметров и включение блока в сеть;

· оформление и сдача заказчику всей ремонтной отчетной документации;

· сдаточные послеремонтные испытания турбины и блока в целом под полной паровой нагрузкой.

к выполнению индивидуального домашнего задания

по дисциплине » Ремонт тепломеханического (теплосилового)

оборудования ТЭС и АЭС «

Составитель Игорь Алексеевич Якубенко

Отв. за вып.

Подписано в печать . .2005 г. Формат 60´84 1/16.

Печать оперативная. Бумага тип. Печ. л. 1,43.

Уч.-изд. л. 1,34. Тираж 100 экз.

Южно-Российский государственный технический университет

Редакционно-издательский отдел ЮРГТУ

Адрес университета: 346428. Новочеркасск,

ул. Просвещения, 132.

Волгодонский институт (ф) ЮРГТУ

346360. Волгодонск, ул. Ленина, 73/94

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник

Объем капитального ремонта турбоагрегата

РУКОВОДСТВО ПО КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ ТУРБОГЕНЕРАТОРА ТВФ-60-2

СОСТАВЛЕНО Новосибирским филиалом ЦКБ Главэнергоремонта

Составители инженеры В.В.Савик, О.А.Ражев

Заместитель начальника Главтехуправления К.М.Антипов

16 марта 1979 г.

Главный инженер Главэнергоремонта В.И.Куркович

22 августа 1978 г.

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1. Руководство по капитальному ремонту турбогенератора TBФ-60-2* является техническим документом, соблюдение требований которого обязательно для персонала, выполняющего ремонт турбогенераторов.

* В дальнейшем для краткости — Руководство.

1.2. Руководство разработано с учетом чертежей и инструкций ПЭО «Электросила».

1.3. Руководство содержит:

а) общие положения по подготовке и организации работ, в том числе технологический график ремонта;

б) технические требования на дефектацию и ремонт деталей и сборочных единиц, а также перечень деталей и сборочных единиц, ремонт которых невозможен или удлиняет срок простоя турбогенератора в ремонте;

в) порядок выполнения ремонта и технологические указания на ремонтные операции;

г) методы контроля и испытаний при ремонте и сборке деталей и сборочных единиц;

д) перечень оборудования, инструмента и аппаратуры, применяемых при капитальном ремонте турбогенератора (приложение 1);

е) нормы расхода материалов на капитальный ремонт турбогенератора (приложение 2).

1.4. В Руководстве указаны типовой объем работ по капитальному ремонту турбогенератора, а также некоторые специальные работы, наиболее частые при ремонте. Отдельные положения настоящего Руководства носят рекомендательный характер.

1.5. При проведении капитального ремонта турбогенератора кроме настоящего Руководства рекомендуется использовать описание и инструкцию по монтажу, пуску и эксплуатации турбогенератора ТВФ-60-2 (ЛЭО «Электросила»); действующие «Нормы испытания электрооборудования», «Правила технической эксплуатации электрических станций и подстанций», «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций», «Инструкцию по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975), «Инструкцию по эксплуатации и ремонту генераторов на электростанциях» (М.: Энергия, 1974), «Правила пользования инструментом и приспособлениями, применяемыми при ремонте и монтаже энергетического оборудования» (М.: Энергия, 1973), «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов»* (М.: Металлургия, 1974), «Инструкцию по содержанию и применению средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980). Кроме того, необходимо учитывать требования циркуляров, решений и других директивных документов Минэнерго СССР.

* Действуют ПБ 10-382-00, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 04.11.2000 N 63. — Примечание изготовителя базы данных.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА

2.1. Организация капитального ремонта предусматривает:

а) подготовку документации, запасных частей и материалов;

б) создание условий для проведения работ, обеспечивающих соблюдение требований правил технической эксплуатации, правил безопасности и санитарно-технических норм;

в) организацию рабочих мест с размещением на них такелажных приспособлений, ремонтируемых сборочных единиц и оргоснастки, исходя из конкретных условий для наиболее рационального использования рабочих площадок;

г) обеспечение рабочих мест подъемно-транспортным оборудованием, приспособлениями и средствами механизации;

д) разработку схем подачи сжатого воздуха, кислорода, ацетилена, электропитания и т.д.;

е) разработку организационной структуры и режима работы ремонтного персонала;

ж) организацию уборки и транспортирования мусора, отходов и поддержание чистоты ремонтных площадок.

Рекомендуется до начала ремонта составлять проект организации работ, в который входят перечисленные выше мероприятия.

2.2. Ремонт турбогенератора должен производиться специализированными звеньями, состав которых определяется конкретным объемом работ и плановыми сроками простоя турбогенератора в ремонте. Для обеспечения оптимальной загрузки ремонтного персонала Руководством предусматривается проведение ремонта с типовой номенклатурой работ по технологическому графику, приведенному на рис.1. Нормы времени на ремонтные операции в состав звена определены исходя из типовых нормативов трудозатрат на ремонт оборудования электрических станций.

2.3. Перед началом ремонта необходимо ознакомить персонал, принимающий участие в ремонте, с конструкцией турбогенератора, объемом и графиком ремонта и провести инструктаж по технике безопасности. К ремонту турбогенератора можно приступить только после оформления наряда-допуска на производство работ.

2.4. До начала ремонта необходимо осмотреть турбогенератор под нагрузкой, прослушать на отсутствие посторонних шумов. Необходимо выявить (по эксплуатационным документам) дефекты и ненормальности в работе турбогенератора.

2.5. Технические параметры отремонтированного турбогенератора должны строго соответствовать техническим данным, приведенным в заводской инструкции и паспорте на турбогенератор.

2.6. Руководство ремонтом должно осуществляться представителем ремонтного подразделения.

2.7. Приемка из ремонта должна осуществляться персоналом эксплуатационной службы в соответствии с существующими положениями.

2.8. Окончание ремонта следует оформлять актом, который подписывают представители ремонтного и эксплуатационного подразделений.

2.9. На отремонтированный турбогенератор должна быть составлена «Ведомость основных показателей технического состояния турбогенератора» (приложение 3).

2.10. При проведении капитального ремонта турбогенератора необходимо:

а) выполнять общие требования безопасности, действующие местные инструкции, а также указания, изложенные в техническом описании и инструкции по эксплуатации;

б) проверять состояние средств пожаротушения;

в) проверять состояние, сроки испытания строп и грузоподъемных механизмов, изучить схемы стропки;

г) знакомиться с расположением и проверять состояние устройств перекрытия подачи воздуха, ацетилена, электроэнергии и т.д. Расположение этих устройств должно обеспечивать в кратчайшие сроки отключение рабочего места от магистралей и электропроводок.

3. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗБОРКЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРА И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

3.1. Детали и сборочные единицы массой более 25 кг следует поднимать с помощью подъемных механизмов и приспособлений. Масса сборочных единиц и приспособлений приведена в приложении 4. Захват деталей за рабочие поверхности без прокладок не допускается.

3.2. В процессе разборки турбогенератора необходимо тщательно замаркировать все съемные сборочные единицы и детали, в том числе болты, шпильки, щеткодержатели, концы силовых и измерительных кабелей, прокладки (в том числе изоляционные).

3.3. Болты, шпильки и другие мелкие детали, снятые с турбогенератора во время его разборки, следует помещать в отдельные ящики или на отдельные стеллажи. Снятые гайки по возможности навинчивать на свои места.

3.4. Во время разборки, а также после разборки и очистки все снятые детали и сборочные единицы, ставшие доступными для осмотра, необходимо внимательно осмотреть и проверить. В первую очередь надо проверить исправность крепежа в местах крепления сборочных единиц и деталей, где дефекты могут послужить причиной аварии.

3.5. Разборку необходимо производить только исправным инструментом. Используемые при разборке гаечные ключи должны охватывать головку болта или гайки всем зевом и не проворачиваться.

3.6. При разборке не допускается:

а) наносить удары по деталям непосредственно стальным молотком или через стальные выколотки;

б) пользоваться зубилом и молотком для отвинчивания гаек и болтов;

в) наносить метки на посадочные, уплотняющие и стыковые поверхности.

3.7. После разборки все детали и сборочные единицы следует тщательно очистить от пыли, грязи, масла, продуктов коррозионно-механического износа, нагара, промыть и протереть.

3.8. Во время разборки и ремонта турбогенератора запрещается располагать внутри статора непосредственно на активной стали инструмент и различные приспособления без подкладок, а также заносить в расточку статора ненужные для выполнения работ металлические предметы. Следует строго проверять, чтобы снятые гайки, болты, слесарный инструмент и другие металлические предметы не оставались в зоне корпуса турбогенератора (в вентиляционных отсеках, карманах корпуса, в лобовых частях обмотки и т.д.). Рабочие во время работы внутри статора должны быть в чистой спецодежде и мягкой обуви (без металлических гвоздей).

3.9. Разборку турбогенератора следует производить в соответствии с требованиями разд.4 настоящего Руководства.

4. РАЗБОРКА ТУРБОГЕНЕРАТОРА

4.1. Снятие возбудителя с фундамента

4.1.1. Разобрать полумуфту, соединяющую турбогенератор с возбудителем.

4.1.2. Вывернуть болты крепления фундаментной рамы к фундаментным плитам возбудителя.

4.1.3. Вывернуть болты фланцевых соединений подвода воды к охладителям возбудителя.

4.1.4. Вывернуть болты фланцевых соединений маслопроводов.

4.1.5. Замаркировать и отсоединить токопроводы и кабели термосопротивлений.

4.1.6. Снять заглушки рым-болтов, застропить возбудитель и транспортировать его вместе с фундаментной плитой на ремонтную площадку.

4.2. Снятие щеточного аппарата

4.2.1. Открыть защитный кожух, замаркировать и отсоединить кабели токопроводов.

4.2.2. Измерить (по щетке) с помощью индикатора радиальное биение контактных колец.

4.2.3. Вынуть щетки контактных колец из щеткодержателей. Измерить все зазоры и размеры щеточного аппарата и занести данные в формуляр.

4.2.4. Вывернуть болты крепления корпуса щеточного аппарата со стояком подшипника, застропить корпус щеточного аппарата, снять его со стояка подшипника и транспортировать на место, отведенное для ремонта.

4.3. Разборка торцевых уплотнений вала

4.3.1. Вывернуть болты и снять нажимные шайбы 6 (рис.2).

4.3.2. Вывернуть болты и снять нажимные шайбы 8 и уплотнительные шайбы 12.

4.3.3. Измерить натяг каждой пружины торцевого уплотнения, записать его значение в ремонтный журнал. Замаркировать пружины.

4.3.4. Вывинтить винты 11 и удалить пружины 10.

4.3.5. Вывернуть болты, крепящие верхние половины корпусов уплотнений, отсоединить провода термоконтроля вкладыша.

4.3.6. Застропить верхнюю половину корпуса торцевого уплотнения, снять ее и уложить на резиновый коврик.

4.3.7. Отсоединить от вкладыша провода термоконтроля и вынуть термометры сопротивления.

4.3.8. Вывернуть болты разъема вкладыша уплотнения и снять вкладыш.

4.3.9. Отсоединить маслопровод, вывернуть болты крепления корпуса к щиту и снять нижнюю половину корпуса уплотнения.

4.3.10. Вывернуть болты и снять маслоуловители.

4.4. Снятие верхних половин торцевых щитов

4.4.1. Отсоединить трубопроводы подачи и слива воды из газоохладителей и воздушные дренажи.

4.4.2. Снять заглушки с торцевых щитов. Отвернуть болты крепления диффузоров.

4.4.3. Вывернуть болты, крепящие верхние половины щитов к корпусу статора, отвернуть болты разъемов щитов.

4.4.4. Застропить верхние половины щитов и транспортировать на ремонтную площадку.

4.5. Снятие нижних половин торцевых щитов

4.5.1. Установить полукольцо приспособления 7 (рис.3) в заточке наружной стенки нижней половины торцевого щита статора, предварительно смазав заточку тонким слоем смазки ЦИАТИМ. Прикрепить полукольцо к нижнему щиту болтами 4 с гайками 3. Установить держатели 6.

Источник