Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций

Председателя Комитета государственного энергетического надзора Министерства индустрии и новых технологий

Республики Казахстан от «24» ноября 2010 года

№ 124-П

На основании Методических указаний, с учетом конкретных условий, энергопредприятия рекомендуется составить и утвердить местные инструкции по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций.

ЛМЗ	- Ленинградский металлический завод
РВД	- ротор высокого давления
РСД	- ротор среднего давления
ТМЗ	- турбомоторный завод, г.Екатеринбург, с 2003 г - Уральский турбинный завод
ТХК	- термопара хромель-копель
ХТГЗ	- Харьковский турбогенераторный завод
ЦВД	- цилиндр высокого давления
ЦНД	- цилиндр низкого давления
ЦСД	- цилиндр среднего давления

- скачкообразном перемещении корпусов подшипников,

- повышенных кручениях поперечных ригелей фундаментов и наклонах корпусов подшипников,

- невозвращении цилиндров в исходное положение после полного остывания,

в свою очередь приводят к:

- увеличению вибрации турбины,

- износу радиальных и осевых уплотнений цилиндров,

- поломке соединительных болтов муфт,

- повреждению подшипников.

Причины нарушений процесса расширения турбин:

- коррозия и загрязнение поверхностей скольжения корпусов подшипников;

- повышенные противодействующие усилия от присоединенных трубопроводов;

- перекосы и защемления в поперечных шпонках, уменьшение жесткости ослабленных элементов фундамента.

2.2. Опытом эксплуатации установлена недопустимость для длительной работы тепловых расширений, при которых выявлены:

1) Отличие, на 3 мм и более, от нормальной кривой зависимости абсолютных расширений корпуса цилиндра турбины от температуры металла паровпуска.

Зависимость абсолютных расширений корпуса цилиндра турбины от температуры металла паровпуска рекомендуется определяется по показаниям датчиков абсолютных расширений цилиндров и термоэлектрического преобразователя, установленного в паровпуске корпуса.

Продолжение таблицы 1

2) Перемещение корпусов подшипников скачками более чем на 1 мм;

3) Превышение поворота корпуса подшипника и ригеля по абсолютной величине при пуске величины 0,5 мм/м или при останове - 0,2 мм/м;

4) Быстрое достижение предельных значений датчиков, фиксирующих относительные расширения роторов при пусках из холодного состояния и неснижение этих показаний при длительной работе с неизменной нагрузкой показаний;

5) Превышение разности расширений левой и правой лап корпусов ЦВД и ЦСД в поперечном направлении на 1 мм;

6) Превышение разности температур фланцев корпусов в симметричных точках при пусках на ±10 °С.

Информацию о проблеме тепловых расширений рекомендуется косвенно определять по некоторым эксплуатационным показателям, например, разность температур баббита упорных колодок или скачки на регистраторах относительных расширений роторов [1].
3. Контроль тепловых расширений
3.1. Для контроля тепловых расширений цилиндров и поворотов корпусов подшипников турбины рекомендуется следующие приборы и приспособления:

- датчики абсолютных перемещений ЦВД и ЦСД с выводом показаний на регистрирующие приборы (рисунок 2) для регистрации скачков при перемещениях корпусов подшипников или измерителем абсолютных расширений цилиндров паровых турбин [2];

- металлические линейки на корпусе подшипника и стрелки на фундаментной раме;

- площадки под электронный уровень с постоянной регистрацией и четырьмя симметрично расположенными геодезическими марками либо площадки под установку переносных уровней (рисунки 3, 4, 5). Установка приборов для измерения поворотов рекомендована на плохо перемещающихся корпусах подшипников, обычно корпусе между ЦВД и ЦСД, проведение измерений на площадках ригеля или фундаментной раме – после обнаружения повышенных поворотов корпуса подшипников;

- механические указатели поперечных тепловых перемещений лап ЦВД и ЦСД.
3.2. Для измерения поворотов корпусов подшипников, фундаментных рам и ригелей фундаментов целесообразно применение электронных уровней с регистрацией показаний, или иных соответственно калиброванных средств.

Измерения поворотов, абсолютных осевых перемещений корпусов подшипников, а также поперечных расширений лап корпусов ЦВД и ЦСД по штатным механическим указателям рекомендуются не реже 2-х раз в год: при остановах турбины и пусках ее из холодного состояния (t_цсд = 150 °C и ниже).

Рекомендуются измерения и фиксация не регистрируемых параметров в следующих случаях:

- в процессе пуска - через каждый час, до полной стабилизации теплового состояния турбины;

- при останове - через каждые 4 часа.

В одном из пусков, с помощью индикаторов часового типа, целесообразна проверка синхронности перемещений левой и правой сторон корпуса подшипников.

3.3. Установка шести термоэлектрических преобразователей типа ТХК-1479 на наружной поверхности (рисунок 3), в том числе и в районе вертикальной шпонки предназначена для контроля температурного состояния наиболее нагретой фундаментной рамы (на турбинах с промежуточным перегревом - это рама между ЦВД и ЦСД).

Периодичность контроля температур фундамента и фундаментных рам - не реже 1 раза в месяц при номинальной нагрузке.

- устранение протечек пара из ближайших уплотнений, проверка и наладка работы отсосов системы уплотнений цилиндров, проверка и восстановление изоляции, при температуре поверхности ригеля более 48 °C, а фундаментной рамы – более 100 °C;

- установка водоохлаждаемых экранов, предохраняющих от перегрева корпус подшипников, ригель и раму.

- применение экранирования с использованием панельной конструкции экранов для облегчения условий монтажа и ремонта на турбинах мощностью 200 и 300 МВт, у которых к средней опоре обращены наиболее горячие паровпускные части. Для турбин мощностью 300 МВт установка экранов рекомендуется по образцу системы экранирования (рисунки 6, 7, 8).

Для уменьшения протечек пара из концевых уплотнений рекомендуется реконструкция по образцу проекта [3].

4.2. Мероприятия по уменьшению сил трения поверхностей скольжения корпусов подшипников:

1) Покрытие поверхностей скольжения корпусов подшипников фторлоном.

2) Покрытие поверхностей скольжения корпусов подшипников металлофторопластовой лентой.

3) Установка промежуточных пластин на опорной поверхности скольжения корпусов подшипников.

4) Нанесение антифрикционной смазки.

5) Нанесение сухого чешуйчатого графита.

6) Замена антифрикционных покрытий.

7) Защита зазора между поверхностями скольжения корпусов подшипников и фундаментными рамами.

Рисунок 2 - Электрическая схема вывода показаний датчиков абсолютных перемещений на регистрацию

Рисунок 3 - Схема установки измерительной оснастки на поперечном ригеле фундамента и корпусе подшипников

а - поперечное сечение ригеля и фундаментной рамы:

1 - ригель; 2 - фундаментная рама; 3 - термоэлектрический преобразователь (термопара); 4 - геодезические марки; 5 - корпус среднего стула; 6 - площадка под ИНКОР; б - вид сверху на среднюю опору и фундамент со снятыми цилиндрами: 1 - площадки для измерителя уровня на корпусе подшипников, фундаментной раме и ригеле; 2 - нивелирные геодезические марки; 3 - термоэлектрические преобразователи (термопары).

Рисунок 4 - Площадка для переносного измерителя уровня на корпусе подшипников

1 - площадка; 2 - защитный короб

1. Отпуск детали (поз. 1) после черновой механической обработки.

2 Чистовая обработка детали после термообработки.

3. Установка площадки по уровню с точностью ±0,02 мм/м.

4. Прилегание переносного измерителя уровня к детали (поз. 1) всеми четырьмя опорными площадками. Крепление площадки к ригелю бетонированием арматуры.

5. В перерывах между измерениями закрытие площадки коробом (поз. 2). Крепление короба к площадке двумя болтами М6, l = 12 мм.

6. Крепление площадки к корпусу подшипников 4-мя болтами М8 или сваркой.

1 - уровень; 2 - зажим.

1 - гильза; 2 - панель; 3 - хомут; 4 - трубопровод напорный;

5 - трубопровод сливной.


Рисунок 7 - Охлаждающая панель


Рисунок 8 - Охлаждение опоры среднего подшипника
4.2.1. Покрытие поверхностей скольжения корпусов подшипников фторлоном.

Применение фторлонового покрытия в виде ленты толщиной 1,7 мм и шириной 100 ÷ 130 мм рекомендуется на турбинах ЛМЗ мощностью 500 МВт и выше. Крепление покрытия к фундаментной раме целесообразно с помощью эпоксидного клея ЭД-20, допускающим работу до 150 °С. Срок службы покрытия до 10 лет. Замена покрытия со снятием корпусов подшипников рекомендуется через один капитальный ремонт, в связи со способом крепления (приклейкой) ленты к фундаментной раме. Установку фторлона рекомендуется производить под руководством представителя завода-изготовителя турбины.

4.2.2. Покрытие поверхностей скольжения корпусов подшипников металлофторопластовой лентой.

Применение металлофторопластовой ленты толщиной 1,0; 1,7; 3 мм и шириной 130 мм рекомендуется на турбоагрегатах К-300-240 ХТГЗ и ПТ-60-130/13 ЛМЗ [4]. Крепление ленты к фундаментным рамам целесообразно выполнить механическим способом (рисунок 9). Возможна установка и замена металлофторопластовой ленты без демонтажа корпуса подшипника, при допустимой центровке роторов.

4.2.3. Установка промежуточных пластин на опорной поверхности скольжения корпусов подшипников.

При снятии средней опоры и фундаментной рамы, во время замены цилиндров, рекомендуется использование сменных пластин модульного типа (рисунок 10). Зачистка поверхностей скольжения и замена смазывающего материала рекомендуется при кратковременных остановах, за две смены. Применение модулей рекомендуется на турбинах К-300-240 ХТГЗ.

Рисунок 10 - Эскиз установки сменных пластин модульного типа
4.2.4. Нанесение антифрикционной смазки.

Область применения спецпасты ВТИ-ЛМЗ - турбины любых типов мощностью до 500 МВт и турбинах 500 МВт производства ХТЗ. Предельная температура эксплуатации спецпасты 120 °С.

Рекомендуется изготовление спецпасты в условиях станции путем перемешивания дисульфида молибдена и синтетического масла ИВВИОЛЬ-3 или ОМТИ в равных весовых отношениях, в течение 30 минут, до образования однородной массы. Замена синтетического масла на нефтяное не рекомендуется.

Вместо спецпасты ВТИ-ЛМЗ возможно применение антифрикционной пасты АФП-90 [5] , обладающей более термостабильными свойствами.

Нанесение антифрикционной смазки при капитальном ремонте рекомендуется по следующим пунктам:

- осмотр и очистка поверхности скольжения корпусов подшипников № 1 , № 2 и поверхности шпоночных соединений от ржавчины и грязи;

- обезжиривание поверхности бензином, затем ацетоном;

- нанесение пасты на поверхности скольжения тонким слоем валиком из толстостенной резины;

- опускание корпуса подшипника;

- ревизия и смазывание диванчиков, препятствующих отрыву корпусов подшипников от фундаментных рам.

Контроль состояния пасты на поверхностях скольжения целесообразен по состоянию пасты на диванчиках. Расход пасты на смазывание двух корпусов подшипников турбины – до 0,6 кг.

4.2.5. Нанесение сухого чешуйчатого графита.

Рекомендуется натирание поверхностей скольжения сухим чешуйчатым графитом, с последующим удалением излишка, при уровне температур фундаментной рамы выше 100 °С (при невозможности применения антифрикционных смазок).

4.2.6. Замена антифрикционных покрытий.

При появлении нарушений теплового расширения цилиндров во время пусков между капитальными ремонтами рекомендуется обеспечить сокращение абсолютной длины турбины понижением нагрузки и параметров пара, после чего вновь продолжить ее нагрев. При повторении нарушений в ближайший текущий ремонт рекомендуется добавление спецпасты или замена ее.

Для турбин, имеющих специальные устройства для добавления пасты (К-300-240 ХТЗ и К-500-240 ХТЗ), рекомендуется запрессовывание спецпасты через прессмасленки и четыре угловые площадки скольжения, путем поочередного приподнимания каждого из углов опоры на 0,1 ÷ 0,2 мм. Осуществление подъема рекомендуется мостовым краном, трос от которого через один или два, параллельно соединенных динамометров, крепится к лапе корпуса ЦВД и ЦСД. Контроль нагрузки крана целесообразен по динамометрам, а подъема корпусов подшипников - по индикаторам.

Снятие диванчиков между фундаментом и корпусом подшипника рекомендуется перед подъемом корпусов подшипников, с заполнением фольгой зазора между верхним диванчиком и лапой цилиндра.

Проведение запрессовки пасты рекомендуется до появления ровного слоя пасты из зазора между опорной поверхностью корпуса подшипника и фундаментной рамой.

Нанесение пасты, при отсутствии на турбинах специальных приспособлений, рекомендуется приподниманием корпусов подшипников на 40 ÷ 50 мм, без вскрытия цилиндров.

Рекомендуемая последовательность подъема корпуса подшипников:

- подъем крышки корпуса подшипника № 2;

- снятие или вскрытие масляных уплотнений, верхних половин заднего камина ЦВД и переднего камина ЦСД;

- выкатка сегментов уплотнений из нижних каминов ЦВД и ЦСД, разбор муфты РВД – РСД;

- подъем передних лап ЦСД на 0,2 ÷ 0,3 мм, выемка поперечных шпонок или постоянных прокладок и опускание лапы на временные опоры;

- проведение подъема на временные опоры задних лап ЦВД аналогичным образом, конструкция опор рекомендуется в виде индивидуальных опор под каждую лапу или по образцу П-образных приспособлений заводов-изготовителей по черт. Т-529-00000СБ;

- подъем РСД на 0,5 мм;

- установка монтажного полукольца вместо сегментов уплотнений в нижнюю половину камина. Толщина монтажного полукольца больше толщины вынутых сегментов на величину нижних зазоров. На турбинах ХТГЗ опирание роторов на нижние половины каминов может привести к деформации последних. В связи с этим для подвешивания роторов рекомендуется изготовление специальных приспособлений, использующих резьбовые отверстия для крепежа верхних половин корпусов каминов;

- выкатка переднего подшипника ЦСД и опускание ротора на монтажное полукольцо. Аналогично выполнению перевода на монтажное полукольцо заднего конца РВД;

- подъем корпуса подшипника на величину, равную вертикальному размеру поперечных шпонок (40 ÷ 50 мм). Рекомендуется осуществление подъема краном или четырьмя стяжными болтами через отверстия в лапах. На некоторых турбинах (например, К-300-240 ЛМЗ) для проведения подобных операций рекомендована реконструкция бугеля, предназначенного для приподнимания роторов, для исключения препятствий подъему корпуса подшипника на необходимую высоту;

- чистка поверхностей скольжения с помощью приспособлений (рисунки 11, 12);

- применение эндоскопа ЭЛЖ-1 (или аналогичных средств) для осмотра поверхностей скольжения;

- нанесение пасты на поверхности скольжения и продольные шпонки, после проверки на чистоту и обезжиривание.

1 - шлифовальный круг; 2 - упругая прокладка (резиновое кольцо или гофрированная пружина).

1 - шлифовальный круг; 2 - листовая пружина; 3 - винт М4; 4 - латунный винт М10; 5 - пластина для крепежа пружины; 6 - ступица; 7 - прокладка; 8 - гайка М10; 9 - труба d = 16.

4.2.7. Защита зазора между поверхностями скольжения корпусов подшипников и фундаментными рамами.

Рекомендуется использование грязезащитных экранов при применении любых антифрикционных покрытий.

Установка грязезащитных экранов направлена на предотвращение попадания на поверхность скольжения частиц пыли в смеси с паром, водой, маслом, увеличивающих коэффициент трения в 2  3 раза.

Для качественного монтажа экранов со стороны цилиндров во время выполнения работ рекомендуется демонтаж трубы подвода пара на уплотнения.

Изготовление экранов рекомендуется из нержавеющей фольги толщиной 0,2 мм (рисунок 9) или листового алюминия марки АДIН-08 [7].

Соблюдение уклона от оси турбины к периферии корпуса подшипников для стока конденсата и масла к краю маслосборной канавки обязательна при установке экранов (рисунок 13). Способы уплотнения зазоров на боковой поверхности корпуса подшипников приведены на рисунке 14.

Рисунок 13 - Экранирование зазора между опорными поверхностями корпуса подшипников и фундаментной рамой турбины (торцевая поверхность)
4.3. Ревизия поперечных шпонок корпусов цилиндров.

При разности поперечных расширений левых и правых лап корпусов ЦВД и ЦСД более 1 мм рекомендуется при ближайшем продолжительном ремонте после полного остывания корпусов проведение ревизии поперечных шпонок с устранением следов задиров и заеданий.

При ревизии желательна замена чугунных поперечных шпонок на ромбовидные стальные (рисунок 15). Величина зазора в средней части шпонки - 0,15 ÷ 0,20 мм.

Проведение ревизии вертикальных шпонок на отсутствие закусываний и деформаций в случае обнаружения грубых задиров на поперечных шпонках.

Рекомендуется применение разрезных поперечных шпонок, исключающих передачу на корпус подшипника разворачивающего момента [8].

4.4. Увеличение жесткости «мертвой» точки турбины.

Для предотвращения перемещения выхлопных частей ЦСД и ЦНД в сторону генератора рекомендуется установка устройств, по вариантам (рисунки 16, 17,18).

Рисунок 14 - Экранирование зазора между опорными поверхностями корпуса подшипников и фундаментной рамой турбины (боковая поверхность)

Рисунок 15 - Эскиз дополнительной обработки поперечных шпонок цилиндров турбин


Рисунок 16 - Эскиз установки дополнительных жесткостей для упора заднего конца ЦСД в фундаментную раму турбины К-800-240

1 - уголок - устройство для устранения зазора в упоре заднего конца ЦСД в фундаментную раму.

Вид по А: 2 - швеллер 20 ; 3 брус 40×60,1 = 300.

Вид по Б: 4 - металлическая прокладка (толщина определяется после прижатия плиты № 2 к фундаменту).

1 - выхлоп ЦСД; 2 - выхлоп ЦНД; 3 - дополнительные ребра жесткости.

1 - дополнительное ребро жесткости; 2 - прокладка; 3 - дополнительное ребро жесткости в нижней части корпуса.

1 - дополнительные ребра жесткости; 2 - нажимные болты с контргайками.

1 - сварной короб; 2 - домкрат клиновой.

1 - сварной короб; 2 - домкрат клиновой.

4.5. Повышение надежности работы муфты РВД-РСД турбин К-300-240 ХТГЗ.

Для предотвращения поломок призонных болтов муфты РВД-РСД рекомендуется выполнение указаний [9]. В соответствии с [10] при сборке рекомендуется смазка торцов роторов фрикционной олигомерсодержащей пастой [11], повышающей коэффициент трения. Толщина слоя пасты после сбалчивания ротора – менее 25 % величины контролируемого удлинения болтов при затяжке соединения.

4.6. Обеспечение расчетных перемещений трубопроводов.

4.6.1. Причины нарушения процесса тепловых расширений цилиндров турбин:

- большие усилия паропроводов, превышающие проектные и возникшие из-за защемлений или несоответствия фактической трассировки паропровода и системы его крепления проекту;

- нарушения работы системы крепления паропровода, монтажных и ремонтных растяжек паропроводов;

- релаксация напряжений в паропроводах.

4.6.2. Мероприятия для предупреждения и устранения причин нарушения процесса тепловых расширений цилиндров турбин во время ремонта:

- проведение обследования всех паропроводов с условным диаметром более 250 мм, подсоединенных к цилиндрам высокого и среднего давления, с составлением перечня необходимых ремонтных мероприятий и устранение дефектов в соответствии с [12];

- ремонт существующих и монтаж (при необходимости) вблизи турбины новых указателей положения паропроводов [13]. Установка указателей в нулевое положение и измерение длины пружин подвесок в холодном состоянии паропроводов.

4.6.3. Контроль изменения положения паропроводов и длин пружин подвесок после пуска турбины, при переходе из холодного состояния в горячее («видимые» перемещения).

Допустимые изменения нагрузки и пропорциональное нагрузке перемещение концов пружин - не более 35 % перемещения от весовой нагрузки. Зазоры между поверхностью теплоизоляции паропроводов и близлежащими конструкциями, во избежание защемлений, - не менее 50 мм.

4.6.4 Расчет паропроводов на прочность.

Выполнение расчетов паропровода на прочность в соответствии с [12] рекомендуется совместно с наладочной организацией при:

- отсутствии расчетов,

- несоответствии фактического исполнения паропроводов, системы крепления,

- «видимых» тепловых перемещений,

- мест установки,

- типа или конструкции опор проекту.

4.6.5. Определение паропроводов, наиболее сильно влияющих на изменение нагрузки на лапы.

Рекомендуется расчетным путем определение перемещений паропроводов и усилий от них на патрубки турбины. Рекомендуется пересчет полученных усилий от патрубков на лапы цилиндров и определение паропроводов, наиболее влияющих на нагрузки лап. При допустимых (установленных заводом-изготовителем) нагрузках турбины, возможные причины нерасчетных усилий паропроводов на турбину - это монтажные (не проектные) натяги паропроводов.

4.6.6. Определение вертикальных нагрузок на лапы цилиндров методом взвешивания.

При ожидаемых нагрузках на лапы цилиндров не более 150 ÷ 250 кН (15 ÷ 25 т) рекомендуется использование штатных отверстий с резьбой М42 и соответствующих монтажных тарельчатых силоизмерительных болтов грузоподъемностью 150 кН либо 250 кН.

При ожидаемых нагрузках более 250 кН (25 т) рекомендуется выполнение сверления и нарезки в лапах резьбовых отверстий М80×4 для установки силоизмерительных болтов грузоподъемностью 800 ÷ 900 кН (80 ÷ 90 т) [14]. Силоизмерительные устройства приведены в [15].

При необходимости возможно использование крановых динамометров.

Определение нагрузок на лапы цилиндров рекомендуется после отрыва лап от опорных поверхностей на 0,1 мм. При проведении замера необходим контроль подъема всех лап на одинаковую высоту и наличия гарантированного зазора между диванчиком и лапой не менее 0,3 мм.

При одновременном подъеме всего цилиндра исключено возникновение больших ошибок из-за трения в вертикальных шпонках, чем при поочередном взвешивании.

При нехватке измерительных устройств для одновременного подъема всего цилиндра рекомендуется осуществление подъема части лап отжимными болтами или с помощью мостового крана и временных прокладок.

Контроль подъема всех лап рекомендуется часовыми индикаторами И410 с ценой деления 0,01 мм [16].

Измерения нагрузок в холодном состоянии перед пуском турбины из ремонта рекомендуется до подачи пара на уплотнения, а в горячем состоянии - сразу после останова турбины и включения валоповоротного устройства. При завершении измерений, после опускания цилиндров рекомендуется проверка возврата всех лап в исходное положение. На турбинах ЛМЗ перед взвешиванием рекомендуется ревизия амортизаторов крутящего момента и устранение выработки металла на поверхностях качения.

4.6.7. Кроме мероприятий пунктов 4.6.1 ÷ 4.6.6. рекомендуется:

- проведение анализа системы нагрузок по результатам расчетов паропроводов и замеров весовых нагрузок на лапах цилиндров,

- устранение выявленных защемлений паропроводов,

- выбор и регулировка подвески, наиболее эффективно влияющих на нагрузки на лапы, либо выравнивание нагрузок по диагонали за счет подъема или опускания поперечных шпонок цилиндров или изменения толщины прокладок цилиндров (турбины ХТГЗ).

4.6.8. Рекомендуемые значения нагрузок, на лапы турбин различных типов (таблица 2).

Таблица 2 - Рекомендуемые весовые нагрузки на лапы цилиндров (кН)

Суммарная нагрузка на все лапы цилиндров - не более чем на 30 ÷ 40 % от рекомендуемой, как в холодном, так и в горячем состояниях.

Различие нагрузок на лапы с левой и правой сторон цилиндров - не более чем на 100 кН (10 т).

4.6.9. При неэффективности выполненных работ рекомендуется установка дополнительных подвесок и опор, после соответствующих расчетов, по образцу разработанных ВТИ и УГРЭС для турбин К-800-240 (рисунок 22).

1 - дополнительные подвески грузоподъемностью 50 кН каждая.

Для достижения наибольшего эффекта снижения нагрузок на лапах рекомендуется:

- установка дополнительных подвесок на прямых участках, непосредственно под корпусами цилиндров, вследствие быстрой релаксации усилий, создаваемых дополнительным изгибающим моментом;

- использование опор типа амортизаторов крутящего момента конструкции ЛМЗ с заменой шариков на ролики. Расположение роликов - под углом к оси турбины с учетом ее поперечных расширений (рисунки 23, 24, 25).

Рисунок 23 - Эскиз установки дополнительных роликовых опор передней части ЦСД турбины К-800-240 ЛМЗ

1 - дополнительные металлоконструкции; 2 - дополнительная роликовая опора.

Определение значения зазоров в месте разрезки и изменения усилий на турбину целесообразно выполнением дополнительных расчетов паропровода. Фактические значения зазоров, измеренные в месте разрезки паропровода, регламентируются в пределах значений расчетных зазоров, с учетом проектного допуска, либо, при его отсутствии, с допуском ±10 мм. Несоответствие фактических значений зазоров расчетным указывает на наличие непроектных натягов паропровода.

Устранение дополнительного натяга паропровода рекомендуется вставкой, вырезкой или подгибкой паропровода.

Принятие решения об устранении дополнительного натяга, с учетом результатов определения нагрузок на лапы до и после разрезки паропровода и сопоставления с расчетным изменением нагрузок, рекомендуется совместное с участием представителей станции, завода-изготовителя турбины, проектной или наладочной организации, проводившей расчеты паропровода.

4.7. Восстановление жесткости ослабленных элементов фундамента.

Определение величины осевого зазора Н (рисунок 26) в холодном (до пуска) и горячем (сразу после останова) состояниях турбины рекомендуется с помощью струны:

- при превышении поворотов корпуса подшипников фундаментной рамы и ригеля предельных значений (пункт 2.2.);

- при отличии кривой зависимости абсолютных расширений от температуры паровпуска (рисунок 1) от нормальной, в пределах допуска.

При невозможности применения струны рекомендуется измерение зазора диагностическим аппаратом.

При превышении размаха осевых перемещений ригеля, определяемого как разность величины «Н» в холодном и горячем состоянии, более 2 мм или повороты ригеля более допустимых, рекомендуется восстановление жесткости ослабленных элементов фундамента при ближайшем капитальном ремонте.

- оснащение турбины устройствами контроля (раздел 3);

- последующих пусках или остановах проверка соответствия характеристик перемещений критериям пункта 2.2.

Мероприятия, рекомендуемые в ближайший ремонт при выявлении несоответствия эксплуатационных характеристик нормативным:

- нормализация температуры среды, окружающей корпус подшипников (пункт 4.1);

- внедрение одного из способов уменьшения сил трения;

- защита поверхностей скольжения от попадания грязи (пункт 4.2);

- проведение ревизии поперечных шпонок цилиндров (пункт 4.3);

- приведение в соответствие с технической документацией опорно-подвесной системы паропроводов;

- измерение нагрузок на лапах цилиндров.

5.3. Если нарушения не ликвидированы, рекомендуется:

- привлечение специализированных организаций для дополнительных исследований и нормализации состояния опорно-подвесной системы паропроводов, вплоть до отрезки паропроводов от цилиндров (пункт 4.6).

1. 
   РД 34.30.506-90. Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций. - М.: СПО «ОРГРЭС», 1990.
   
2. 
   ТУ ВТИ 35.008-90. Измеритель абсолютных расширений цилиндров паровых турбин.
   
3. 
   Проект «Модернизация схемы концевых уплотнений турбины К-300-240-2 ХТГЗ с целью ликвидации обводнения масла, повышения маневренности и экономичности турбины». Харьков: ХФ ЦКБЭнерго № 27Т271-1424.
   
4. 
   ТУ 37.002.0063-84. Лента металлофторпластовая МФЛ.
   
5. 
   ТУ ВТИ 43.006-90. Антифрикционная паста. Марка: АФП-90.
   
6. 
   Инструкции по замене антифрикционных материалов на поверхностях скольжения корпусов подшипников турбин. - Харьков: ХФ ЦКБ НПО «Энергоремонт», 1990, № 388511, 25288, 00482.
   
7. 
   ГОСТ 21631-76. Листы из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия.
   
8. 
   НПО ЦКТИ. Чертежи реконструкции переднего корпуса подшипников - ПТ-1002М4, среднего корпуса подшипников - ПТ-1003М3.
   
9. 
   Эксплуатационный циркуляр Ц-05-84 (т) «О сборке, центровке муфт и системы РВД-РСД турбин К-300-240 ХТЗ и К-200-130 ЛМЗ».
   
10. 
    Информационное письмо ПО ХТЗ им. С.М.Кирова № 1-40-02/19-2754 от 19.12.88.
    
11. 
    ТУ ВТИ 43.007-90. Паста олигомерсодержащая.
    
12. 
    РД 34.39.401. Методические указания по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1991.
    
13. 
    РД 34.39.301-87. Методические указания по контролю тепловых перемещений паропроводов тепловых электростанций». - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
    
14. 
    ТУ ВТИ 35.010.91. Силоизмерительные болты.
    
15. 
    Отчет НПО ЦКТИ, 1980, № 042818/0-10-084.
    
16. 
    ГОСТ 577-68. Индикаторы часового типа с ценой деления 0,01 мм. Технические условия с изменениями №6 от 01.01.1988.