авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 13 | 14 || 16 |

«Федеральное агентство по образованию ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет – УПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» ...»

-- [ Страница 15 ] --

Помимо смещения может возникнуть излом оси, как следствие непа раллельности (перекоса) торцов полумуфт. Такой излом будет заметен при вращении роторов на дальнем от полумуфты конце ротора. Однако опира ние на вкладыши скрывает эти колебания. Для осуществления проверки биения конца ротора необходимо освободить ротор от опорных вклады шей, а контролируемый конец ротора уложить или подвесить на специаль ную опору. Конструкция такого приспособления позволяет осуществить свободные колебания конца ротора при его вращении. В горизонтальной плоскости, при наличии перекоса торцов полумуфт, он будет совершать колебания подобно маятнику, поэтому такая проверка часто называется "маятниковой".

Чаще всего применяют приспособление для подвешивания конца ро тора, состоящее из скобы, устанавливаемой на горизонтальный разъем корпуса подшипника. В скобе укреплен якорь, к которому на стропах под вешивается ротор, уложенный на полукольца или технологический (вре менный) вкладыш. Сбоку в шейку ротора упирают индикатор, проворачи вают роторы и измеряют величину биений.

При проверке с помощью специального приспособления (рис. 271) необходимо вначале выкатить вкладыш, расположенный вблизи полу муфты (в роторах, уложенных на четырех вкладышах), а затем вкладыш, расположенный у конца ротора. Вертикальное положение ротора про веряют по индикатору 5. Взамен вкладыша, расположенного у переднего конца ротора 4, заводят в корпус подшипника 7 верхнюю половину вкла дыша 3 с прокладкой 2 и специальной подушкой 1, установленной так, чтобы обеспечивалось первоначальное вертикальное положение.

Рис. 271. Приспособление для проверки биения переднего конца ротора:

1 – специальная подушка;

2 – прокладка;

3 – верхняя половина вкладыша;

4 – передний конец ротора;

5, 6 – индикаторы;

7 – корпус подшипника Для проверки биения конца ротора на разъеме корпуса подшипника устанавливают индикатор 6 и упирают его в шейку сбоку. Роторы прово рачивают и проверяют биение по боковому индикатору, которое не долж но превышать величины, указанной в паспорте.

Если биение превышает эту величину, то производят шабровку тор цов полумуфт. Максимальная толщина клинового слоя металла Т, которую необходимо снять с полумуфты:

Т = 0,5aD/L, где а - биение конца ротора, замеренного по боковому индикатору;

D - диаметр муфты;

L - расстояние от центра муфты до точки измерения биения.

Указанные проверки при сбалчивании полумуфт необходимо произ водить как для жестких, так и полужестких муфт. Допуски отклонений в центровке роторов по полумуфтам назначает завод-изготовитель турбины.

После устранения выявленного смещения осей роторов ("коленчато сти") и перекоса торцов полумуфт ("маятниковых" колебаний) необходимо заново совместно развернуть отверстия в полумуфтах, изготовить и уста новить новые призонные болты.

5.11. Подготовка к закрытию и закрытие турбины для проведения испытаний Подготовка к закрытию является одной из наиболее ответственных работ по сборке турбины. Качественное выполнение данной работы зави сит во многом от тщательного соблюдения целого ряда технических тре бований. В корпусах очищают все карманы, углы и другие малодоступные места от возможных остатков стружки и других посторонних предметов.

Особо тщательно очищают паровое пространство (сопловые и на правляющие аппараты, диафрагмы, уплотнительные кольца, лопаточный аппарат ротора), а также участки масляного тракта (внутренние поверхно сти корпусов подшипников, опорных и опорно-упорных вкладышей, упор ные колодки и др.). Перед установкой на место все детали обдувают сжа тым воздухом, рабочие поверхности вкладышей смазывают маслом.

После установки ротора проверяют паровой разбег ротора для ниж ней половины цилиндра. Разбег проверяется дважды: в исходном положе нии и после поворота ротора на 180°. Перед установкой на место верхней половины цилиндра ее приподнимают специальным подъемным приспо соблением и выверяют в горизонтальном положении по уровню, предвари тельно продув сжатым воздухом. После установки проверяют паровой раз бег ротора для верхней половины. Величина разбега не должна отличаться от полученной при проверке нижней половины более чем на 0,2 мм.

Уплотнение горизонтального разъема цилиндра осуществляется мас тикой, которая перед закрытием цилиндра наносится на плоскость разъема нижней половины слоем толщиной 0,2-0,5 мм.

Для приготовления мастики применяют льняное масло, из которого путем проварки удаляют влагу и белковые вещества После этого в масло добавляют графит в пропорции 1:1. Применяют и другие составы, напри мер такой: масло 50 %;

графит 20 %;

белила 10 %;

сурик свинцовый 20 %.

Первый состав является наиболее употребительным.

Для того чтобы избежать перетяжки и деформирования деталей, за тяжку крепежа в групповом болтовом соединении следует производить в определенном порядке (рис. 272) и постепенно, т. е. в два-три приема.

Сначала, например, соблюдая указанный на рисунке типовой порядок, сле дует затянуть гайки весьма слабо, примерно на одну треть полной затяжки, затем на две трети и, наконец, на полную затяжку. При сборке цилиндров турбин высокого давления и наличии шпилек разных диаметров первона чально производят затяжку крупных, а затем мелких шпилек. Затяжку гаек производят горячим способом, который выполняют в следующей последо вательности. Первоначально, в холодном состоянии, все гайки навинчива ют до отказа с одинаковым усилием вручную накидным ключом с опреде ленной длиной рычага. При этом выбираются все зазоры и выдавливается излишняя мастика. После выполнения холодной затяжки фиксируют по ложение гайки контрольными рисками – вертикальной, нанесенной на на ружной цилиндрической поверхности колпачковой гайки, и ее продол жением на поверхности фланца (рис. 273). Затем отмечают от вертикаль ной риски по окружности гайки (в направлении против завинчивания) дугу К и наносят на поверхности гайки вторую отметку (вертикальную черту).

Величину дуги К определяют расчетом. Дальнейшая затяжка гаек произво дится до второй отметки уже после нагрева шпилек специальными элек тро- или газовыми нагревателями. После остывания гайка плотно садится на резьбу болта или шпильки, обеспечивая высокую надежность крепле ния.

Рис. 272. Типовой порядок затяжки гаек в групповых болтовых соединениях (цифры показывают последовательность затяжки) Рис. 273. Разметка при горячей затяжке крепежа горизонтального разъема цилиндров:

1 – колпачковая гайка;

2 – поверхность фланца горизонтального разъема;

К – дуга поворота гайки После закрытия турбины все оставшиеся свободными отверстия за глушают и пломбируют. Этим заканчивают закрытие турбины и составля ют акт ее готовности к испытанию. Акт подписывают руководители сбор ки и представители бюро технического контроля. В акте должно быть осо бо оговорено, что при закрытии корпусов турбины и подшипников был произведен тщательный осмотр их внутренних полостей, чтобы полностью исключить наличие в них каких бы то ни было посторонних предме тов.

Особенности сборки современных крупных паровых турбин опреде ляются прежде всего значительным возрастанием их габаритов и веса, а также появлением в связи с этим многоопорных корпусов и длинных мно гоопорных валов, соединяемых жесткими муфтами. Все это требует осо бой тщательности выполнения операций сборки и выверки положения корпусов и валов. Так, например, из опыта монтажа первых крупных тур бин была выявлена необходимость проведения центровки корпусов с при менением динамометров. Повышение точности спаривания валов при же стких муфтах должно обеспечить равномерную нагрузку на подшипники и их нормальную работу. Выполнение центровки корпусов цилиндров и подшипников и деталей проточной части с помощью оптических, оптико электронных или лазерных приборов также способствует повышению ка чества сборки.

5.12. Особенности сборки газовых турбин Наряду с газовыми энергетическими турбинами мощностью до 100 МВт (ГТ-100-750) отечественные предприятия выпускают агрегаты мощностью 6-30 МВт (ГТ-6-750, ГТН-6, ГТН-10, ГТН-16, ГТН-25, ГТН- и др.). Особенность конструкции этих агрегатов заключается в том, что они состоят из объединенных в одном корпусе турбины компрессора, на гнетателя природного газа, смонтированных на одной или двух рамах, иногда в виде масляных баков (рама-маслобак). Иногда направляющие ло патки компрессора закреплены непосредственно в корпусе турбины (ГТН 10). В других случаях направляющие лопатки компрессора и турбины за креплены в обоймах, которые установлены в корпусе. Турбины имеют два ротора. Роторы ТВД и компрессора жестко связаны между собой и обра зуют общий ротор компрессорной группы. Ротор компрессорной группы и ТНД между собой не связаны.

Рабочее тело (продукт сгорания) из камеры сгорания поступает в турбину ТВД, состоящую из направляющих лопаток, закрепленных в обойме ТВД, и рабочих лопаток ротора, а затем поступает в ТНД, состоя щий из обойм и ротора ТНД, к которому присоединяется ротор нагнетате ля.

В газовых турбинах ГТН-6 и ГТН-16 рама-маслобак имеет значи тельную длину. На ней смонтированы корпус турбины со статором и дву мя роторами, нагнетатель, узлы регулирования, трубопроводы. На корпусе установлены изоляция и обшивка. В турбинах ГТ-6-750 и ГТН-10 нагнета тель установлен на отдельной раме. Турбины ГТ-6-750, ГТН-6, ГТН-10, ГТН-16 собирают и монтируют как единый моноблок, который после ис пытания и консервации поставляют в блочном исполнении (без разборки и ревизии на монтаже). Рассмотрим последовательность сборки турбины ГТ-6-750.

Сборку начинают с соединения в единый ротор турбокомпрес сорной группы ТВД и ротора компрессора. На едином роторе укрепляют рабочие лопатки. Также устанавливают лопатки на роторе ТНД и обоймы компрессора, обоймы ТВД и обоймы ТНД. Части корпуса турбины – вход ная часть, корпус турбокомпрессорной группы, выпускная часть – сбалчи вают между собой по вертикальным разъемам. В результате образуется единый корпус. Части корпуса покрывают изоляцией.

Общую сборку турбины начинают с установки и жесткого крепления к раме-маслобаку корпуса заднего подшипника, в котором установлен опорно-упорный вкладыш ротора ТНД и маслонасос;

его ротор спарен с шестерней полумуфты, насаженной на вал ротора ТНД.

В корпус турбины устанавливают внутренний подшипник, в котором размещены два опорных вкладыша: один – ротора турбокомпрессорной группы, второй – ротора ТНД. Во входной части компрессора находится опорно-упорный вкладыш ротора турбокомпрессорной группы. Внутрен ний подшипник после центровки его по расточкам при помощи калиброво го вала, уложенного на опорный и опорно-упорный вкладыши ротора ТВД, крепят к корпусу турбины. Затем корпус турбины устанавливают на раму маслобак. Корпус временно опирают на лапы ТНД и входной патрубок.

После прицентровки его к корпусу заднего подшипника определяют высо ты прокладок под задние лапы выпускной части входного патрубка и гиб кой опоры. Крепление лап осуществляют болтами (см. рис. 246, б). Одно временно производят центровку вкладышей ротора компрессорной группы и РНД по калибровым валам с проверкой центровки по роторам. В собран ный корпус турбины устанавливают две обоймы с направляющими лопат ками компрессора, обоймы ТВД и ТНД.

После центровки и крепления обойм уплотнения и маслозащитных колец на вкладыши устанавливают оба ротора и производят тщательную проверку зазоров проточной части и в уплотнениях. Роторы при помощи опорно-упорных вкладышей фиксируют в определенном осевом положе нии.

Во входной патрубок компрессора устанавливают зубчатый привод с муфтой обгона и турбодетандер, который приводит ротор ТВД во враще ние в период пуска турбины. Ротор ТНД при помощи промежуточного ва ла соединяют с нагнетателем природного газа. Десять камер сгорания соб раны с корпусом турбины. Продукты сгорания поступают в обойму ТВД.

Камеры сгорания соединены перекидными патрубками.

5.13. Испытание турбин на заводском стенде Завершением сборочных работ являются стендовые испытания тур бины. Цель стендовых испытаний – проверка правильности сборки, снятие некоторых характеристик работающей турбины и настройка органов регу лирования.

В зависимости от мощности паровой или газовой турбины условия и объем стендовых испытаний различны. Наиболее полная и всесторонняя проверка их работоспособности и настройка узлов регулирования могут быть осуществлены при высоких параметрах пара для паровых турбин и при обеспечении условий работы камеры сгорания для газовых турбин, со ответствующих номинальной нагрузке. Однако вследствие невозможности подачи на испытательный стенд пара требуемых параметров, сложности конденсационных и охлаждающих устройств и трудностей приложения полной нагрузки проводят стендовые испытания паровых турбин на холо стом ходу. Полный объем испытательных работ выполняют при монтаже.

Газовые турбины для привода нагнетателей природного газа, как правило, испытывают при номинальной нагрузке.

Обычно стенд, на котором осуществляется общая сборка турбины, одновременно является и испытательным. После выполнения полного объ ема сборочных работ закрывают цилиндры турбины и осуществляют стен довые испытания. Успех испытаний зависит не только от качества изго товления и сборки турбины, но и от степени ее подготовки, состояния обо рудования стенда, трубопроводов и контрольно-измерительных приборов, предназначенных для стендовых испытаний.

Для паровых турбин важной подготовительной работой является проверка плотности трубопроводов стенда, находящихся при испытании под разрежением. Проверяют вспомогательное оборудование (эжекторы, конденсационные устройства, трубопроводы, задвижки и т. д.). Осуществ ляют проверку и аттестацию контрольно-измерительных приборов, ис пользуемых при испытании. Проверяют также и виброизмерительную ап паратуру.

Для сокращения времени проведения испытаний на неподвижной турбине предварительно настраивают отдельные узлы (регулятор скоро сти, регулятор безопасности, узлы парораспределения, поворотные диа фрагмы, автозатворы и др.) и проверяют их работоспособность. Прокручи вают валопровод при помощи валоповоротного устройства (прослушивают турбину при ее работе, чтобы убедиться в отсутствии задеваний вращаю щихся частей за неподвижные).

Если подготовительные работы являются общими для паровых и га зовых турбин, то пуск их имеет существенные отличия.

Испытания мощных паровых турбин могут быть выполнены при па раметрах и расходах пара значительно ниже номинальных. При этом дос тигается рабочая частота вращения вала ротора турбины на холостом ходу.

Параметры пара, подаваемого на турбину при ее испытании, определяются возможностями завода-изготовителя. Обычно пар подается под давлением не выше 3 МПа при температуре 260-350 °С.

Рассмотрим основные этапы пуска паровой турбины.

Прежде всего надо произвести прочистку масляной системы турби ны, потому что все испытания осуществляются на рабочей частоте враще ния и попадание грязи, окалины или стружки в пространство между шей кой вала и баббитовой поверхностью вкладыша при вращении ротора мо жет привести к нарушению работы подшипника и вызвать аварию. Прочи стка масляной системы заключается в том, что в течение 3 ч и более про изводится при помощи вспомогательного насоса прокачка масла по масло проводам и подшипникам до удаления грязи и посторонних предметов.

Одновременно проверяют плотность маслосистемы и отсутствие утечек масла. На период прокачки масла вкладыши для предохранения их от загрязнения разворачивают на 20-30°. При этом положении масло не поступает на баббитовую поверхность вкладыша. Марлей или хлопчато бумажной тканью закладывают боковой зазор, тем самым предохраняют от загрязнения упорный диск опорно-упорного вкладыша. После прокачки масла (если в течение получаса не обнаружилось никаких загрязнений) вкладыши разворачивают в рабочее положение, а марлю или ткань осто рожно удаляют вместе с осевшей на ней грязью. Для прокачки применяют то же масло, что и для работы данной турбины.

Необходимо убедиться в чистоте паропровода и произвести его про дувку свежим паром. После этого осуществляют прогрев паропровода до задвижки. Перед подачей пара непосредственно на турбину производят пуск циркуляционного насоса и эжекторов.

Осуществляют пуск вспомогательного масляного насоса. Проверяют поступление масла на подшипники и органы регулирования. Затем подают пар на уплотнения. Перед подачей пара непосредственно в проточную часть турбины необходимо полностью открыть стопорные и регулирую щие клапаны и перевести в открытое положение поворотные диафрагмы промышленных и теплофикационных отборов. Постепенным открытием паровой задвижки направляют пар в турбину и доводят частоту вращения ротора до 400-500 об/мин. При этом валоповоротное устройство автома тически отключается. Турбину прослушивают, а когда убеждаются в от сутствии задеваний ротора и статора, прогревают. Время прогрева зависит от габаритных размеров и мощности турбины (обычно не более 30 мин).

Затем медленно повышают частоту вращения до 1200 об/мин и выдержи вают турбину на этой частоте вращения около 60 мин. Проверяют темпе ратуру масла, производят прослушивание.

Дальнейший набор частоты вращения осуществляется медленно, бы стро минуя зоны критических частот вращения роторов, чтобы избежать недопустимой величины вибрации. Достигнув частоты вращения 2200 об/мин вновь выдерживают турбину около 60 мин. Затем в течение мин доводят частоту вращения до номинальной (3000 об/мин). Проверяют своевременность вступления в действие системы регулирования и ее рабо ту. При достижении определенной частоты вращения должен включиться главный масляный насос (ГМН) и отключиться вспомогательный.

Во время испытаний необходимо следить за температурой масла в подшипниках (на входе не ниже 40 °С и сливе не выше 65 °С).

Вибрация подшипников при любой частоте вращения не должна превышать допустимую (для большинства современных турбин 30 мкм).

Необходимо контролировать величину разрежения в конденсаторе, тепло вое расширение цилиндров и роторов турбины.

При стендовом испытании производят снятие некоторых харак теристик органов регулирования, в частности проверяют работу регулято ра скорости. Повышают частоту вращения ротора на 8-12 % от но минальной и дважды проверяют срабатывание автомата безопасности.

Сработав, он должен закрыть стопорный клапан, и доступ пара в турбину прекратится.

Работа турбины на установленном режиме при номинальной частоте вращения обычно продолжается около 4 ч. Во время подготовки, пуска, проведения испытаний и работы турбины ведется стендовый журнал, в ко тором записывают все проводимые операции, неполадки, способы их уст ранения и показания приборов.

Пуск газовой турбины отличается от пуска паровой простотой и меньшими затратами времени. Эти свойства обусловливают внедрение га зовых турбин в качестве резервных и пиковых агрегатов.

При пуске газовой турбины следует также проверять, не задевают ли вращающиеся части за неподвижные, контролировать температуру нагрева и величину теплового расширения, следить за температурой масла.

При останове мощных паровых турбин осуществляют ряд важных операций. Прежде всего необходимо подготовить к работе вспомогатель ный маслонасос, так как при снижении частоты вращения турбины ГМН отключится. Прежде чем закрыть стопорный клапан, отмечают время в журнале испытаний. Далее снимают показания скорости снижения частоты вращения ротора турбины в зависимости от времени.

Останов газовой турбины обычно осуществляется автоматически при нажатии соответствующей кнопки. Частота вращения снижается, включаются пусковые насосы, пусковой двигатель. Ротор турбины для ис ключения возможного образования прогиба и обеспечения его равномер ного охлаждения вращается в течение 1-2 ч.

При удовлетворительных результатах испытаний, выполнении всего объема работ и сдачи турбины ОТК она может быть вскрыта. При этом проверяют состояние узлов и деталей. Обнаруженные дефекты устраняют.

Затем производят консервацию и упаковку деталей и узлов турбины. Кон сервирующее покрытие должно обеспечить защиту от коррозии в течение определенного времени в условиях транспортировки и хранения их на складах и площадках у заказчика. Упаковочная тара предохраняет турбин ное оборудование от механических повреждений и создает необходимые условия для погрузки и транспортировки частей турбины.

В настоящее время наметились определенные пути развития техно логии сборки и транспортировки турбинного оборудования. При блочной поставке турбины или ее частей после проведения стендовых испытаний турбину или ее узлы подготовляют для отправки заказчику в таком виде, чтобы пуск в эксплуатацию турбины в месте установки мог быть произве ден без вскрытия и ревизии. Консервация турбин осуществляется при по мощи специального состава.

В блочном виде, например, поставляются газовые турбины ГТН-6, ГТН-10. Консервация этих турбин производится после стендовых испыта ний без вскрытия цилиндров и корпусов подшипников. После консервации газовую турбину снимают со стенда, пломбируют и отправляют заказчику.

Блочная поставка, не требующая вскрытия и ревизии на монтаже, преду смотрена для различных узлов регулирования.

Блочная сборка и транспортировка турбинного оборудования имеют ряд преимуществ: сроки монтажа оборудования в блочном исполнении значительно сокращаются;

возможность производить более точную сбор ку, центровку и настройку турбин или их узлов в заводских условиях спо собствует повышению качества продукции, вводимой в эксплуатацию;

сроки межремонтного периода возрастают.

Поставка турбин или отдельных узлов в блочном исполнении требу ет компоновки и сборки их на заводе на специальной раме. При конструи ровании турбин в блочном исполнении для снижения массы конструкцию рамы совмещают с другими элементами оборудования или с фундаментом.

Например, рама блочно выпускаемых газовых турбин ГТН-6, ГТН-10 од новременно играет роль масляного бака. Однако такие совмещенные кон струкции элементов турбин имеют недостаточную жесткость. Поэтому применяют дополнительные методы контроля, основными из которых яв ляются фиксирование и воспроизведение установочных данных при непо средственных измерениях высотных отметок опор. Для осуществления та ких измерений применяют гидростатический уровень (рис. 274) точностью измерений 0,01-0,015 мм. После испытания турбины и ее консервации Рис. 274. Гидростатический уровень фиксируют высотные отметки опор при помощи гидростатического уров ня. На площадках, находящихся на корпусе или раме блока, устанавливают одну из головок уровня. Для другой головки на фундаменте размещают репер. Одну из измерительных головок гидростатического уровня закреп ляют на репере, другую головку поочередно устанавливают на площадки, расположенные на корпусе или раме блока. Разность изменения высот равна разности показания головок уровней. Полученные данные заносят в паспорт турбины. При монтаже проводят аналогичные измерения и срав нивают с полученными на заводе-изготовителе. При помощи клиновых или гидравлических домкратов проводят корректировку положения блока.

При совпадении данных с погрешностью ±0,05 мм считают, что турбоагре гат установлен так же, как на стенде.

Другим путем сокращения цикла выпуска турбин является полная или час тичная отмена паровых испытаний. При этом предусматривается проведе ние более тщательной контрольной сборки, проведение замеров дополни тельных параметров собираемой турбины и фиксация этих данных в пас порте. На монтаже должно быть достигнуто повторение паспортных дан ных, обеспечивающих эффективное ведение монтажных и пусконаладоч ных работ.

РАЗДЕЛ 7. ОСНОВЫ ИЗГОТОВЛЕНИЯ, СБОРКА И МОНТАЖ УЗЛОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ, ЗАЩИТЫ И ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТУРБИНЫ 1. ТЕХНОЛОГИЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ДЕТАЛЕЙ УЗЛОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИНЫ Современные турбоустановки имеют системы автоматического ре гулирования, сигнализации и защиты, которые позволяют автоматизиро вать управление различными процессами, высвобождают обслуживающий персонал от постоянного наблюдения за отклонениями ряда параметров и нарушениями режимов работы, создают возможность управлять турбо установкой с дистанционного щита, осуществлять управление турбоуста новками при помощи ЭВМ.

Масляная система турбины обеспечивает маслом систему регулиро вания (за исключением тех систем регулирования, в которых в качестве рабочей жидкости применяют иввиоль или воду) и систему смазки под шипников.

Нормальная работа элементов регулирующего устройства в зна чительной степени зависит от качества изготовления и от тщательности выполнения заданного технологического процесса. В практике эксплуата ции турбин наблюдаются прогибы штоков клапанов, скалывание азотиро ванного слоя металла, заедание регулирующих клапанов, образование ока лины на штоках клапанов, ослабление седел регулирующих клапанов, сбросы электрической нагрузки и пр. Поэтому к изготовлению наиболее ответственных деталей регулирования предъявляются требования повы шенной точности, применяется поверхностное упрочнение для повышения твердости, износоустойчивости и выносливости поверхностного слоя де талей, а также для повышения сопротивления стали коррозии.

К механической обработке деталей регулирования предъявляют сле дующие требования. Обрабатываемые поверхности по размерам выполня ются по 7-му квалитету точности, а иногда и выше. Допустимые отклоне ния от геометрической формы (овальность, конусность) должны быть рав ны половине допуска на размер. Рабочие поверхности деталей, переме щающихся одна относительно другой, с параметрами Ra = 0,32 мкм обра батывают до Ra = 0,04 мкм (рабочие поверхности золотников, букс, што ков и др.). Отклонение от концентричности, соосности рабочих по верхностей не должно превышать 0,01 мм. Контакт рабочих поверхностей сопрягаемых деталей должен быть полным по всей длине. Трущиеся по верхности деталей во избежание задиров должны иметь различную твер дость. Масса деталей должна строго соответствовать чертежу.

Регулирующий клапан (рис. 275) как сборочная единица состоит из большого числа деталей, главными из которых являются букса 3, клапан 5, седло 7 клапана, шток 2 клапана. Все основные детали – тела вращения, поэтому токарная операция является основной операцией технологическо го процесса.

Заготовкой для букс служит прокат или поковка из легированной стали. Для получения высокой поверхностной твердости сталь подвергают нитрированию с глубиной слоя нитрации, равной 0,5-0,88 мм (твердость HRC 80). Нитрированная поверхность трудно поддается механической обработке даже шлифованием. Припуск на обработку после нитрирования оставляют минимальным (только на хонингование), равным допуску на из готовление.

Хорошие результаты при изготовлении букс получают при сле дующем чередовании термической и механической обработки: поковка и отжиг;

грубая механическая обработка с припуском 1,5-3 мм на сторону;

закалка в масле и отпуск, шлифование перед нитрированием с минималь ным припуском на доводку;

нитрирование с изоляцией поверхностей, под вергающихся дальнейшей механической обработке и хонингованию.

Рис. 275. Регулирующий клапан:

1 – крышка паровой коробки;

2 – шток;

3 – букса;

4 – втулка;

5 – клапан;

6 – паровая коробка;

7 – седло клапана Маршрут технологического процесса механической обработки буксы следующий:

– подрезание торцов и центровка заготовки с двух сторон, обдирка и подготовка двух поясков под люнет;

– предварительное сверление отверстий с припуском, равным 3 мм, на диаметр сверлами, оснащенными пластинками твердого сплава;

– черновая обработка по наружному диаметру с припуском 3 мм на сто рону;

– закалка и отпуск;

– чистовая обработка отверстия и наружного диаметра буксы с припус ком 0,6 мм на диаметр под шлифование;

обработку ведут в центрах на центровых пробках, установленных в центральное отверстие;

– разметка отверстий и окон в местах размещения канавок;

– сверление отверстий и фрезерование окон, слесарная подгонка разме ров окон по мерным плиткам;

– отпуск для снятия внутренних напряжений;

– чистовая обработка отверстия под нитрирование;

– окончательная слесарная обработка, зачистка заусенцев, припиловка окон по отсекающим кромкам и др.;

– нитрирование и хонингование отверстия ( Ra = 0,32 0,16 мкм);

– шлифование наружных посадочных поверхностей на центровых проб ках, их зачистка и контроль.

Детали, сопрягаемые с буксами, например штоки, в основном обра батывают аналогично обработке букс. Наружную поверхность штока, об рабатываемую до Ra = 0,16, получают суперфинишными операциями. По верхность обрабатывают колеблющимися абразивными брусками при по мощи осциллирующей головки на токарном станке.

Седло представляет собой втулку с буртом, имеющим коническое отверстие с криволинейной и сферической поверхностью в месте контакта с клапаном. Обработку седла осуществляют на токарных станках в два этапа: в начале предварительно, а после термической обработки – оконча тельно. Точение посадочного бурта и сферической части конического от верстия должно производиться с одной установки. Обработку других дета лей (чашка клапана, распределительные валики) рассматривать нет необ ходимости, так как их обработка не отличается от обработки на токарных станках.

2. СБОРКА И МОНТАЖ УЗЛОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ, ЗАЩИТЫ И ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТУРБИНЫ Сборка и монтаж узлов регулирования, защиты и парораспределе ния являются сложным и ответственным процессом. Задача сборки заклю чается в установке строгой взаимосвязи собираемых деталей и узлов. Все узлы регулирования на заводе-изготовителе проходят испытания и наладку как на специальных стендах при узловой сборке, так и в процессе испыта ния турбины. Узлы регулирования подвергаются ревизии и консервации, упаковываются и отправляются заказчику.

Основу узлов регулирования составляют сервомоторы, состоящие из ряда золотников или поршней – подвижных элементов – и букс (гильз) – неподвижных элементов. Конечным результатом сборки является получе ние их взаимного сопряжения и обеспечение легкости хода в установлен ных пределах. Для выполнения регулирующих функций в буксах и золот никах предусмотрены окна и отверстия. При сборке и ревизии перед мон тажом следует убедиться в чистоте малых отверстий, отсутствии повреж дений на отсечных кромках окон и больших отверстий. После сборки сер вомоторов проверяют состояние уплотнений штоков. При наличии пружин следует убедиться в достижении требуемого сжатия.

При установке сервомоторов на турбину перед стендовыми ис пытаниями или при монтаже необходимо проверить соответствие положе ния штока сервомотора при закрытом клапане положению, указанному в чертеже или паспорте турбины. Сервомоторы регулирующих диафрагм присоединяют к рычагам сервомотора до закрытия цилиндров. При этом проверяют величину хода поворотных колец диафрагм и соответствующее положение хода золотника сервомотора.

Если завод-изготовитель выпускает сервомоторы и другие узлы ре гулирования в блочном виде, то на монтаже следует лишь убедиться в це лости опломбирования. Разборка и ревизия в этом случае не допустимы.

При сборке регуляторов скорости и давления особое внимание обращают на величину зазоров, хода и других величин, указанных в чертежах.

Автомат безопасности устанавливают на РВД. При его сборке следу ет убедиться в правильности взаимного положения элементов автомата безопасности, радиальных и торцовых биений вала и проверке положения бойков. Регулировку и настройку автомата безопасности выполняют в процессе стендовых испытаний турбины.

Сборка, установка и настройка различного рода реле и указателей (реле осевого сдвига, реле расширения ротора, указателей искривления ро тора и др.) заключаются в соблюдении допустимых зазоров между элемен тами турбины и датчиками реле. Важным моментом при сборке и установ ке стопорных и регулирующих клапанов является проверка плотности по садки клапанов на седлах, легкости хода и величины требуемых зазоров в соединениях. Кроме того, при монтаже стопорных клапанов следует про извести их установку таким образом, чтобы избежать передачи при теп ловом расширении усилий от перепускных труб на цилиндр и недо пустимых напряжений в самих трубах. Поэтому при монтаже трубы в хо лодном состоянии растягивают (напряжение от растяжки исчезает при те пловом смещении ЦВД).

Сборка регулирующих клапанов заключается в достижении со ответствия всех заданных параметров требованиям конструкторской доку ментации. При сборке и установке кулачкового распределительного уст ройства проверяют зазоры между роликами рычагов и кулачками вала, ве личины зазоров в сопряжении зубчатого сектора и рейки.

Заключительным этапом сборки на заводе узлов регулирования яв ляется их настройка и проверка на специальных стендах и в процессе стен довых испытаний турбины. Однако при этом не всегда удается снять все необходимые для успешной эксплуатации характеристики. Поэтому тех нология производства и наладки узлов системы регулирования, защиты и парораспределения завершается лишь на монтаже во время комплексного опробования турбоагрегата.

3. СБОРКА И МОНТАЖ МАСЛЯНОЙ СИСТЕМЫ Основные узлы масляной системы (маслобак, маслоохладители, мас ляные насосы, автоматические устройства маслосистемы) собираются и испытываются на заводах-изготовителях.

Однако маслопроводы системы смазки на заводе-изготовителе не могут быть полностью подготовлены к монтажу, поэтому наиболее ответ ственной и трудоемкой операцией, проводимой при монтаже масляной системы, является монтаж маслопроводов. Поскольку вопросы монтажа маслосистемы весьма специфичны, изучение их требует подробного зна комства со специальной конструкторской и технологической документа цией. Ниже приведены лишь основные положения организации сборки и монтажа узлов масляной системы.

Масляная система состоит из масляных баков, маслонасосов, трубо проводов с арматурой и автоматических устройств.

Главный масляный насос (ГМН) расположен в корпусе переднего подшипника, и поэтому сборку и установку его производят совместно с другими узлами подшипника. Тщательно осматривают и очищают всасы вающую и напорные камеры. При центровке ротора турбины проверяют зазоры между рабочим колесом и корпусом насоса. При необходимости выправляют положение корпуса насоса. Для этого или шлифуют проклад ку между корпусами насоса и подшипника или заменяют ее новой. Уста навливать дополнительные прокладки не допустимо.

Масляный бак состоит из инжекторов, маслоохладителей, указателей уровня масла. Сборка элементов масляной системы не представляет осо бой сложности. Так как от надежной работы масляной системы и ее чисто ты зависит безаварийная работа турбоагрегата, то на монтаже проводят тщательную подготовку и очистку всех монтируемых узлов. Согласно ус тановочным чертежам масляный бак выверяют по оси, высотным отметкам и уровню.

После присоединения трубопроводов и арматуры (предварительно очищенных) масляный бак подвергают гидравлическим испытаниям, кон тролируют масляные инжекторы, указатели уровня масла. Проверяют на герметичность поплавок указателя уровня методом погружения его в керо син или воду. Производят очистку внутренних полостей бака. До полной готовности маслосистемы следует также произвести проверку реле паде ния давления масла. Регулировка соответствия срабатывания определен ному давлению осуществляется изменением натяжения пружины.

Ревизия и подготовка к монтажу маслоохладителей заключаются в очистке и продувке сжатым воздухом. Затем производят гидравлическое испытание корпуса и трубного пучка.

После окончания ревизии производят сборку маслоохладителей в монтажный блок. Устанавливают арматуру, задвижки, коллекторы. Сборку производят на жесткой раме для последующей транспортировки и монтажа блока маслоохладителей в сборе.

Наиболее трудоемкими операциями в процессе монтажа масляной системы являются контрольная сборка, гидравлические испытания, очист ка и окончательная установка маслопроводов турбоустановки. После мон тажа и установки масляного бака, маслоохладителей, насосов и корпусов подшипников на постоянные подкладки производят контрольную сборку маслопроводов. Целью ее является пригонка всех труб по месту, выявле ние дефектов фланцевых соединений, установка на место всех подвесок и опор маслопроводов. Сборку фланцевых соединений производят на штат ном крепеже без перекосов и перетягов. Опоры и подвески устанавливают таким образом, чтобы избежать передачи усилий от массы трубопровода на насосы и другие элементы масляной системы.

После контрольной сборки трубопровод разбирают, окончательно обваривают штуцеры, фланцы и другую арматуру и подвергают гидравли ческому испытанию. Маслопроводы регулирования испытывают на давле ние 4 МПа, напорные маслопроводы смазки – на 0,4 МПа, сливные и про чие на 0,2 МПа. После гидроиспытания осуществляется механическая, хи мическая или парохимическая очистка трубопроводов. Механическую очистку выполняют при помощи ершей, щеток, пыжей, гибких шлангов с последующей продувкой воздухом;

химическую – путем промывки внут ренних полостей ортофосфорной кислотой, 15 %-ный раствор которой хо рошо растворяет продукты коррозии и окалину.

В настоящее время находит применение парохимический способ очистки, при котором химически активные элементы, вводимые во внут ренние полости труб для разрушения грата, окалины, коррозии и других загрязнений, нейтрализуются и удаляются подачей пара от коллектора собственных нужд электростанции.

После очистки и промывки производят окончательную сборку и ус тановку трубопроводов. Прокладки, устанавливаемые во фланцевых со единениях, покрывают бакелитовым лаком.

Во многих турбинах применяют негорючее масло – иввиоль. В связи с токсичностью этого масла к трубопроводам предъявляют повышенные требования по плотности.

Менее трудоемкой является так называемая одностадийная тех нология сборки маслопроводов. С ее помощью монтируют 75-80 % масло проводов. Первоначально выполняют ультразвуковую проверку качества сварных соединений, затем очистку и после этого сборку в укрупненные монтажные блоки. Монтажные соединения сваривают аргонодуговой сваркой, которая не образует грата. На свободные концы блоков ставят за глушки. Блоки устанавливают на опорах и подвесках в проектное положе ние. Остальные трубопроводы (20-25 %) монтируют по месту. Кроме сни жения трудоемкости применение этого метода дает возможность произво дить установку значительной части маслопровода до начала монтажа обо рудования, что позволяет рационально распределять рабочую силу и гру зоподъемное оборудование. Однако следует учитывать повышение требо ваний к качеству сварочных работ, необходимость ультразвукового кон троля и более тщательной подготовки и сборки фланцевых соединений, возникающих вследствие отмены гидравлических испытаний. После окон чательной сборки производится прокачка масла через всю систему, вклю чающую корпуса подшипников, для окончательной ее очистки.

РАЗДЕЛ 8. МОНТАЖ ТУРБИН 1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ МОНТАЖА ТУРБИН Монтажом турбины называется сборка на фундаменте электриче ской, компрессорной или насосной станции узлов и деталей, поступающих с завода-изготовителя. Задачей монтажа является ввод турбоустановки в эксплуатацию.

Прежде чем на фундаменте станции начнутся монтажные работы, необходимо выполнить ряд важных организационно-технических меро приятий. Выделим основные из них:

– получение проектно-технической документации и составление на ее основе проектов производства работ (ППР). Получение или разработка технологической документации по ведению монтажных работ;

– организация хранения поступающего оборудования, устройство подъ ездных путей и дорог;

– возведение временных вспомогательных бытовых помещений;

– монтаж подъемно-транспортного оборудования и оснащение механиз мами, инструментами и приспособлениями;

– организация мероприятий по технике безопасности и охране труда.

Кроме того, к началу монтажа турбины здания, фундаменты и прочие строительные сооружения должны иметь необходимую готовность.

Особое внимание следует обратить на выполнение строителями фундамента под турбоагрегат: начать монтаж турбины и конденсатора в соответствии с графиком производства работ при необходимой для этого строительной готовности фундамента.

1.1. Проектно-техническая документация Проектно-техническая документация для ведения монтажа включает:

документацию завода-изготовителя, компоновочные чертежи и проект производства работ.

Заводы-изготовители передают на монтаж узловые и установочные чертежи оборудования, формуляры, в которых отражены данные заводской сборки и испытания турбины, упаковочные ведомости, различного рода инструкции по сборке и наладке узлов турбины, инструкции по пуску и эксплуатации турбоустановки.

Генеральный проектировщик тепловой электрической или компрес сорной станции разрабатывает и передает на монтаж чертежи компоновки станционного оборудования и турбоагрегатов.

Проектно-технологические институты или подразделения монтаж ных организаций разрабатывают и передают на монтаж проект производ ства работ.

Проект производства работ (ППР) представляет собой детальную разработку организации и технологии производства монтажных работ и служит основным руководящим материалом для непосредственного веде ния монтажа. ППР дает возможность выполнять монтаж турбоустановки в заданные сроки, добиваться сокращения трудозатрат и обеспечивать высо кое качество монтажных работ.

Проект производства работ состоит из следующих основных разделов:

– пояснительная записка с описанием и технической характеристикой монтируемого оборудования, перечнем мерительного и слесарного ин струмента и вспомогательных материалов, схемами разводок электро снабжения, газа, кислорода и воды, указаниями по размещению и хра нению оборудования на площадках и в машзале;

– описание и чертежи по ведению монтажных работ, чертежи размеще ния и установки вспомогательных грузоподъемных механизмов;

– технологические карты на монтаж турбоустановки и другого теплотех нического оборудования;

– рабочие чертежи монтажных и такелажных приспособлений;

– монтажные формуляры;

– сетевые и линейные графики ведения монтажных работ.

1.2. Организация монтажных работ в машинном зале Турбины паровые и газовые монтируются в так называемом машин ном зале. В соответствии с проектом производства работ в машинном зале сооружают временные бытовые помещения, конторы для технического персонала, кладовые для хранения мелкого оборудования, инструмента и вспомогательных материалов. При их размещении необходимо проверять по компоновочным чертежам, чтобы временные сооружения не препятст вовали монтажу турбоагрегата, трубопроводов и другого тепломеханиче ского оборудования.

Далее, на территории машзала размещают специализированные ра бочие места для выполнения ревизии, узловой и укрупнительной сборки оборудования.

Согласно ППР устанавливают консольные полноповоротные краны, верстаки, сварочные аппараты, инструментальные шкафы и др. Также ус танавливают сверлильный, токарный и заточные станки. Ставят закры вающиеся железные ящики для грязных тряпок и мусора.

Все монтажные работы должны вестись с оформлением необходи мых документов, журналов монтажных работ, монтажных формуляров, ак тов. При этом (с привлечением в ряде случаев заказчика, представителей завода-изготовителя, строителей) фиксируют начало и окончание монтаж ных работ, дефекты оборудования, выявившиеся в процессе монтажа, ме ры по их устранению, взаимное положение элементов смонтированной турбоустановки, результаты испытания и проверки оборудования. Состав ляются акты приемки фундамента, смонтированного оборудования и тру бопроводов.

Перед началом производства монтажных работ и в процессе монтажа должны строго соблюдаться все требования безопасного ведения работ.

Должны быть проведены инструктаж и систематические проверки знаний персоналом правил техники безопасности, требований Госгортехнадзора.

Рабочие колеса необходимо оборудовать заграждениями, лесами, противо пожарным инвентарем и другими предусмотренными ППР средствами техники безопасности.

1.3. Проверка и подготовка фундамента к монтажу При контроле фундамента проверяются его прочность, монолитность и соответствие фактических размеров чертежным. Следует также обратить внимание на отсутствие раковин и трещин. Производится проверка пра вильности выполнения колодцев под фундаментные болты (рис. 276).

Фундаменты под турбоагрегаты бывают двух видов: с установкой опор фундаментных рам турбины непосредственно на бетон;

с залитыми в верхнюю часть фундамента специальными закладными плитами. Такие различия диктуются в основном конструкцией опорных частей турбин. На бетон фундамента устанавливаются рамы турбин, выпускаемых объедине ниями "Харьковский турбинный завод" и "Калужский турбинный завод", а на закладные плиты устанавливаются рамы турбин объединений "Турбо моторный завод" (г. Екатеринбург) и "Металлический завод" (г.Санкт Петербург).

Для турбин, не имеющих закладных плит, на верхнем поясе фунда мента подготавливают места для постоянных подкладок и парных клиньев.

В целях облегчения производства этих работ рекомендуется во время бе тонирования верхней части фундамента до начала схватывания бетона в тех местах, где будут устанавливаться подкладки, установить строганые стальные плитки и выверить их положение по нивелиру и уровню с тре буемой точностью. После затвердевания бетона и удаления плиток места под подкладки и парные клинья не требуют дополнительной обработки.

В случае подготовки затвердевшего фундамента производится вы рубка неровностей бетона зубилом с последующей притиркой посадочных мест. Обработанные места под постоянные подкладки должны распола гаться горизонтально с уклоном не более 0,5/1000 мм. Длина и ширина об рабатываемых мест должна быть на 20-30 мм больше, чем у подкладок.

Рис. 276. Контроль колодцев под фундаментные болты:

а – правильное выполнение колодца;

б-в – колодцы с дефектами Более сложной и трудоемкой является подготовка к монтажу фунда мента с закладными плитами. Как правило, закладные плиты поступают на монтажную площадку в готовом обработанном виде. После установки и заливки бетоном опорные поверхности фундаментных рам должны иметь уклон в ту сторону, откуда будут заводиться постоянные подкладки. Про извести установку закладных плит с требуемой точностью можно при по мощи специальных вспомогательных рам. На вспомогательной раме (рис. 277) в соответствии с чертежом размещают и закрепляют болтами за кладные плиты. Необходимый уклон устанавливают при помощи подкла док между рамой и закладной плитой, уклон контролируют при помощи уровня. Рамы с закладными плитами устанавливаются на соответствующие места фундамента, выверяют по осям и контролируют нивелиром их вы сотные положения. Путем приварки к арматуре фундамента закрепляют вспомогательные рамы и закладные плиты и производят бетонирование.

Через 7-10 дней срезаются временные связи и удаляются вспомогательные рамы.

После затвердевания бетона проверяется качество подливки заклад ных плит. При обстукивании молотком плита не должна издавать дребез жащий звук. Если плита плохо подлита, ее вырубают, очищают, заново выверяют и опять заливают бетоном. После проверки качества подливки закладных плит проверяют уклон их опорных поверхностей. Величины этих уклонов должны быть 1-2 мм на 1000 мм (или 10-20 делений уровня "Геологоразведка") в сторону заводки постоянных подкладок и 0,3-0,5/1000 мм поперек опорных брусков.

Рис. 277. Вариант установки закладных плит на вспомогательной раме:

1 – вспомогательная рама;

2 – металлические наборные стойки;

3 – закладная плита;

4 – подкладка;

5 – фундамент;

6 – планка;

7 – клиновая шайба;

8 – болт с гайкой;

9 – уровень 2. МОНТАЖ КОНДЕНСАТОРА В зависимости от габаритов, связанных с мощностью турбины, кон денсатор может отправляться на монтаж или полностью собранным, или в виде секций. Секции, в свою очередь, могут содержать установленные и завальцованные трубки, либо установка и вальцовка трубок будут произ водиться на монтаже.

Полностью собранные конденсаторы поставляются объединениями "Калужский турбинный завод" и "Турбомоторный завод" для турбин мощ ностью до 100 МВт. Поставке конденсаторов с набранными и развальцо ванными трубками для турбин большей мощности обычно препятствуют существующие предельные размеры транспортируемых грузов.

В связи с этим «Турбомоторный завод» вынуждает поставлять кон денсаторы для турбин мощностью до 250 МВТ в виде секций с установ ленными и развальцованными трубками. Конденсаторы более мощных турбин поставляются в виде отдельных транспортабельных блоков, сборка и сварка которых выполняются на монтажной площадке.

Части таких конденсаторов, после выполнения контрольной сборки на заводе, для сохранения в процессе транспортировки их геометрических форм и размеров временно укрепляются швеллерами, которые удаляются в процессе сборки и установки корпусов конденсаторов.

2.1. Сборка и установка корпуса конденсатора Если на монтаж поступил конденсатор, состоящий из отдельных уз лов, деталей и трубок, то за 2-3 мес. до начала монтажа турбины необхо димо начать сборку корпуса конденсатора. В зависимости от степени го товности фундамента турбоагрегата выбирают место и способ сборки кор пуса. Размеры корпусов конденсаторов современных турбин мощностью более 300 МВт не дают возможности производить их установку в проем готового фундамента, сборка же их в проеме из отдельных секций также затруднена. Поэтому сборку корпусов таких конденсаторов производят на нижней плите фундамента до сооружения его верхней части.


Рис. 278. Установка конденсатора в проем фундамента:

а-д – этапы установки конденсатора;

1 – конденсатор;

2 – стропы;

3 – фундамент;

4 – стальная балка;

5 – шпальная выкладка Все конденсаторы, в том числе и поставляемые в собранном виде, должны устанавливаться в проем фундамента до установки цилиндра низ кого давления турбины, конденсаторы турбин мощностью менее 300 Вт и конденсаторы с полной заводской готовностью по возможности следует устанавливать до сооружения верхней части фундамента, что сокращает трудозатраты по их установке. При полной готовности фундамента заводка конденсатора в проем производится согласно этапам (рис. 278), путем по следовательного переноса ветвей стропов через балки верхней части фун дамента. Перед сборкой корпусов конденсаторов необходимо с узлов кор пуса убрать временные заглушки, листы и связки, устанавливаемые на за воде-изготовителе для придания необходимой при транспортировке жест кости и для защиты узлов от загрязнений. Выправляются вмятины, очи щаются трубные доски и перегородки. Производится выверка взаимного положения узлов конденсатора. Большое внимание уделяется правильному расположению трубных досок и перегородок конденсатора, производится проверка соосности отверстий в трубных досках и перегородках.

После выполнения выверки производится прихватка, а затем и об варка стыкуемых деталей. Качество сварки корпуса проверяется гидроис пытанием или мелокеросиновой пробой.

2.2. Установка и вальцовка конденсаторных трубок Важным фактором, влияющим на работоспособность конденсатора, является качественная установка поверхностей теплообмена – конденса торных трубок.

Возросшее загрязнение циркуляционной воды и более широкое при менение оборотной системы водоснабжения привели к снижению исполь зования латунных трубок в конденсаторах турбин. Вместо них стали при меняться трубки из нержавеющей хромоникелевой стали (18% Cr, 9 % Ni) и медно-никелевого сплава (90% Cr, 10% Ni). Однако недостатком трубок из нержавеющей стали является их склонность к образованию трещин в присутствии ионов хлора. В случае применения латунных трубок следует учитывать, что при длительном хранении или нахождении в зоне низких температур на их поверхности возникают трещины. Поэтому до начала монтажных работ необходимо провести испытание латунных трубок.

Работы по установке и вальцовке трубок следует проводить в закры том помещении при температуре не ниже + 5 °С. Только соблюдение этих условий позволяет получать требуемую плотность вальцованных соедине ний.

Установка и вальцовка трубок на монтаже выполняется теми же спо собами, что и в заводских условиях. Исключение составляют методы элек трогидравлической вальцовки и вальцовки при помощи взрыва, примене ние которых в монтажных условиях потребовало бы наличия специально оборудованных стендов. На монтаже применяют следующие инструменты и приспособления: направляющие конусы и механические толкатели, ис пользуемые при установке трубок;

приспособления для зачистки и подрез ки концов трубок;

вальцовки. Вальцовка – инструмент, предназначенный для закрепления трубок в трубных досках. Основными рабочими частями вальцовки являются несколько (чаще всего три) роликов, прижимаемых к внутренней стенке трубок центральным вращающимся конусом.

В настоящее время турбостроительными заводами проводится боль шая работа по совершенствованию конструкции, технологии изготовления конденсационных устройств и их поставки в целях ликвидации на монтаже трудоемких работ по установке трубок.

2.3. Сборка конденсатора с турбиной После окончания установки корпусов турбины и перевода цилиндра низкого давления на постоянные прокладки выполняется присоединение горловины конденсатора к выхлопному патрубку цилиндра. Подавляющее большинство турбоагрегатов имеет жесткое сварное крепление конденса тора с турбиной. Перед приваркой необходимо установить конденсатор та ким образом, чтобы между верхней плоскостью его горловины и кромкой выхлопного патрубка оставался зазор от 1 до 3 мм. При этом все пружины опор конденсатора должны быть одинаково нагружены и стоять без пере косов. Приварка конденсатора производится так, чтобы избежать дефор мации цилиндра. После окончания приварки под пружинные опоры следу ет установить мерные прокладки (рис. 279) и ослабить отжимные болты.

Рис. 279. Пружинная опора конденсатора:

1 - корпус конденсатора;

2 - пружина;

3 - установочный болт;

4 - рама;

5 - мерная про кладка;

6 - стакан 3. ТИПОВОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС МОНТАЖА ТУРБИНЫ Монтаж должен быть произведен таким образом, чтобы в смонти рованном виде турбина удовлетворяла тем же требованиям, которые были выполнены при общей сборке на заводе. При этом должно быть повторено взаимное пространственное положение отдельных элементов и узлов тур бины и получена зафиксированная в формуляре турбины плавная линия валопровода.

3.1. Последовательность монтажных работ Основные этапы монтажа турбины следующие:

– подготовка узлов турбины к монтажу;

– сборка цилиндров турбины;

– установка и выверка корпусов цилиндров и подшипников;

– установка вкладышей подшипников;

– установка и проверка центровки роторов;

– установка постоянных подкладок;

– проверка центровки деталей проточной части;

– подливка фундаментных рам;

– закрытие турбины под испытание;

– нанесение тепловой изоляции;

– испытание турбоагрегата.

Одновременно ведется монтаж генератора (в данной работе не рас сматривается) или нагнетателя (для газовых приводных турбин) и вспомо гательного оборудования.

Для газовых турбин, имеющих отдельную камеру сгорания, допол нительно проводятся работы по ее установке в проем фундамента и затем по присоединению ее к цилиндру.

3.2. Сборка цилиндров Значительные габариты цилиндров современных мощных турбин не позволяют производить поставку их на монтаж в собранном виде. Чаще всего цилиндры низкого давления состоят из шести частей – трех верхних и трех нижних, а цилиндры среднего давления из четырех – двух верхних и двух нижних.

При сборке цилиндра на монтаже необходимо добиться такого вза имного положения его частей, которое было достигнуто при стендовой сборке на заводе и зафиксировано в формуляре турбины. Выполнение это го условия позволяет сохранить неизменность положения деталей проточ ной части, устанавливаемых в цилиндре, и обеспечить плотное прилегание соответствующих поверхностей горизонтального и вертикального разъе мов цилиндра. Обычно сборку цилиндра ведут вне фундамента на шпаль ной выкладке и временных опорных конструкциях. В этом случае после довательность и способы сборки (кольцами или половинками цилиндра) полностью соответствуют принятым на заводе-изготовителе. В процессе сборки контролируют взаимное положение частей цилиндра и добиваются такого, при котором величины зазора у центрирующего выступа соединяе мых частей и величины отклонений плоскостей горизонтального разъема не отличались от указанных в формуляре более чем на ±0,5 мм.

Производят контрольную сборку частей цилиндра. Если плотность прилегания горизонтального и вертикального разъемов соответствует формулярной, вновь разбирают вертикальный разъем цилиндра. Это дела ют в связи с тем, что окончательная сборка разъемов производится с нане сением уплотняющей мастики. Наибольшее распространение получили мастики, приготовленные из льняной олифы и серебристого графита или свинцового сурика, свинцовых белил, графита и олифы. Смазывают один из фланцев вертикального разъема мастикой и вновь собирают вертикаль ный разъем. Вначале затягивают шпильку у горизонтального разъема, за тем по вертикальной оси цилиндра и, наконец, все остальные. В настоящее время вертикальные разъемы цилиндров некоторых турбин, работающих при глубоком вакууме, подвергаются обварке. Разобрав цилиндр по гори зонтальному разъему, можно приступить к установке и выверке нижней половины цилиндра на фундамент турбоагрегата.

Однако отсутствие площадки для предварительной сборки цилиндра, малая грузоподъемность крана или недостаточная жесткость собранной нижней половины цилиндра часто заставляют производить сборку цилин дров непосредственно на фундаменте. Сборку цилиндра на фундаменте начинают после заводки в проем конденсатора.

При сборке цилиндра на фундаменте для контроля взаимного поло жения частей иногда применяют оптическую трубу. При ее помощи произ водят измерение высотных отметок фланца горизонтального разъема, ко торые должны соответствовать замерам, произведенным на стенде завода и зафиксированным в формуляре.

Сборка цилиндров низкого и среднего давления, имеющих одну вы хлопную часть (рис. 280), заключается в присоединении передней и сред ней частей в сборе к выхлопной части, заранее установленной и выверен ной на фундаменте. При этом должны быть обеспечены соблюдение тре бований заводского формуляра и необходимая плотность сопряжения вер тикального разъема. Перед окончательным соединением на плоскость разъема необходимо нанести мастику.

Сборка цилиндров с двумя выхлопными частями производится сле дующим образом. Вначале передняя и задняя выхлопные части устанавли ваются на фундамент таким образом, чтобы между ними свободно прохо Рис. 280. Сборка цилиндра турбины, имеющего одну выхлопную часть:

1 – передняя и средняя части цилиндра;

2 – выхлопная часть Рис. 281. Сборка цилиндра турбины, имеющего две выхлопных части:

1 – передняя часть цилиндра;

2 – средняя часть цилиндра;


3 – шпилька;

4 – задняя часть цилиндра;

5 – фундаментная рама;

6 – клиновой домкрат дила средняя часть цилиндра (рис. 281). В случае, когда цилиндры не уда ется раздвинуть на необходимую величину, с одной стороны средней части из фланца вертикального разъема следует удалить шпильки и ввернуть их после установки средней части между выхлопными, через отверстия во фланце выхлопной части. Заведенная средняя часть вначале стыкуется с передней частью без применения мастики, при этом проверяются ее поло жение и состояние вертикального разъема, затем вертикальный разъем разбалчивается и выполняется аналогичное присоединение к задней вы хлопной части. После этого наносится мастика, устанавливаются кон трольные штифты или призонные болты и производится окончательная сборка цилиндра. Затем разбалчивается горизонтальный разъем, снимается верхняя половина цилиндра, а с нижней можно вести дальнейшие монтаж ные работы.

3.3. Установка и выверка корпусов цилиндров и подшипников После проведения сборки частей цилиндра низкого давления, про верки прилегания фундаментных рам и состояния шпоночных соединений производятся установка и выверка цилиндра низкого давления с помощью оптических приборов и динамометров. При этом должны быть выполнены все операции, производившиеся при стендовой сборке на заводе изготовителе, и получены результаты близкие к формулярным. Обычно цилиндр низкого давления является базовым, т.е. положение его в процес се монтажных работ будет оставаться неизменным и все остальные цилин дры и корпуса подшипников будут прицентровываться к нему.

В целях максимального приближения к условиям эксплуатационного положения цилиндра низкого давления, взвешивание его на динамометрах и выверка по уровню и оптическим приборам чаще всего производятся с установленной верхней половиной. По окончании выверки цилиндра низ кого давления производят замену клиновых домкратов или временных подкладок под фундаментами рам на постоянные подкладки или парные клинья. Это позволяет сохранить неизменность положения цилиндра при ведении дальнейших монтажных работ. Кроме ранее проведенной провер ки сопряжений поверхностей корпусов и фундаментных рам и их шпоноч ных соединений, проверяют состояние и зазоры в соединениях лап цилин дров и консольных (поперечных) шпонок, а также зазоры в вертикальных шпоночных соединениях.

Выполнив все подготовительные работы, можно производить уста новку и выверку корпусов подшипников.

Получив максимально близкое к заводскому положение корпусов подшипников, можно производить установку цилиндра высокого и средне го давления. При этом выполняются все работы (взвешивание на динамо метрах, проверка положения по уровню, центровке при помощи валов или оптической трубы), производившиеся при стендовой сборке и зафикси рованные в формуляре турбины. После окончания установки корпусов турбины и перевода цилиндра низкого давленая на постоянные подкладки производят присоединение и приварку конденсаторов. Окончательно убе диться в правильности выполнения установки и выверки корпусов под шипников и цилиндров можно, произведя проверку центровки роторов по контрольным расточкам и полумуфтам.

3.4. Установка вкладышей подшипников Перед установкой вкладышей, упорных и установочных колодок не обходимо убедиться, что на поверхности баббитовой заливки нет рисок, забоин, инородных включений, трещин. Путем обстукивания свинцовым молотком или мелокеросиновой пробой проверяют плотность прилегания баббитовой заливки к телу вкладыша и колодкам.

Производятся проверка частоты маслоподводящих каналов и их сов падение с отверстиями для подвода масла в корпусах подшипников. Щуп толщиной 0,04 мм не должен проходить в стыке между колодками и паза ми вкладыша, а между колодкой и расточкой корпуса подшипника щуп толщиной 0,04 мм не должен проходить на глубину более 20-25 мм. Про изводится проверка сопрягаемых сферических поверхностей обоймы и опорно-упорного вкладыша.

Проверку производят по краске. Следы контакта должны занимать 85 % соприкасающихся поверхностей. Для сравнения с данными, занесен ными в формуляр, производят измерения равнотолщинности рабочих и ус тановочных колодок. Измерения производят с помощью индикатора часо вого типа или микрометра. Допускаемое отклонение толщины не более 0,02 мм. Затем вкладыши устанавливаются в корпусе подшипников, укла дываются в роторы, и производятся все требуемые формуляром замеры.

При этом проверяют по краске или натирам прилегание шейки ротора к поверхности баббитовой заливки.

Прилегание должно быть по всей длине вкладыша. Производят из мерение верхнего и бокового зазоров между шейкой ротора и вкладыша.

Устанавливают в опорно-упорный вкладыш рабочие и установочные упорные колодки, проверяют их прилегание к упорному диску ротора. Для этого закрывают подшипник и производят проворачивание ротора в рабо чем направлении, отжимая его до упора вначале в рабочие колодки, затем в установочные. После разборки подшипника осматривают упорные ко лодки. Площадь контакта колодок с упорным диском ротора должна быть не меньше 75 % их рабочей поверхности.

Методами, изложенными в п. 5.9, проверяют осевой разбег ротора и сравнивают полученные результаты с формулярными. Изменение величи ны разбега ротора производят путем изменения толщины регулировочного кольца, расположенного под установочными колодками опорно-упорного вкладыша подшипника. Увеличения разбега ротора можно добиться, если произвести дополнительную обработку имеющегося кольца. Если необхо димо уменьшить разбег, следует заменить имеющееся кольцо на более толстое, так как установка дополнительных колец запрещается. При изго товлении кольца следует следить, чтобы толщина его в любом месте была одинакова (допускается отклонение не более ±0,01 мм).

3.5. Установка и проверка центровки роторов Перед установкой роторов производится снятие консервации с шеек роторов, соединительных фланцев полумуфт, упорного диска. Проверяется качество их поверхности. Осматривается лопаточный аппарат, бандажи, рабочие диски. На всех деталях роторов не должно быть видимых повреж дений. Отдельной ревизии подвергается автомат безопасности, прикреп ленный к ротору высокого давления. Следует произвести разборку и про мывку бойков и колец автомата безопасности. После укладки роторов на вкладыши подшипников следует произвести проверку радиального и тор цевого боя его частей. Проверку производят согласно требованиям форму ляра. Обязательной проверке подвергаются торцевые биения упорного диска ротора, радиальные и торцевые биения фланцев полумуфт, радиаль ные биения вала автомата безопасности, так как он обычно прикреплен к ротору фланцевым соединением.

Проверка биения производится при помощи индикаторов часового типа, а места замеров и допускаемая величина биений указаны в формуля ре турбины.

Далее производится проверка положения роторов в контрольных расточках цилиндров и корпусов подшипников. Получение результатов, совпадающих с формулярными, показывает, что корпуса подшипников и цилиндры занимают то же положение, что и при стендовой сборке на заво де. После этого приступают к проверке центровки роторов по полумуфтам.

Методы выполнения проверки и, при необходимости, исправление выявленных дефектов описаны в п. 5.6. После проведения центровки рото ров по полумуфтам вновь проверяют центровку по контрольным расточ кам и сравнивают с указанными в формуляре. Производят замеры уклонов шеек роторов. Затем окончательно проверяют прилегание лап цилиндров к консольным (поперечным) шпонкам и вертикальные шпоночные соедине ния.

3.6. Установка постоянных подкладок После завершения проверки положения корпусов цилиндров и под шипников и проведения проверки центровки роторов по расточкам и по лумуфтам приступают к фиксированию положения турбины путем замены временных подкладок и клиновых домкратов на постоянные подкладки или парные клинья.

Как указывалось ранее, цилиндр низкого давления является базовым для установки корпусов подшипников и других цилиндров и должен быть переведен на постоянные подкладки сразу после его выверки.

Для определения размеров и формы подкладки производят в местах их установки замеры расстояний между поверхностью закладной опорной платы или фундамента и нижней поверхностью фундаментной рамы. За меры производят по четырем углам в целях определения уклонов и пере косов поверхностей подкладки. После этого в соответствии с замерами из готовляют подкладки с допуском +0,05 мм для пригонки по месту.

Несколько проще производится пригонка парных клиньев с плоски ми подкладками (рис. 282). Высота парной клиновой подкладки при пере мещении верхнего клина по нижнему может меняться от 40 до 55 мм. Под клиновыми подкладками допускается устанавливать плоскую подкладку толщиной не менее 15 мм (при условии, чтобы общая суммарная величина клиньев и подкладок не превышала 100 мм). Если поверхность фундамен та, на которой устанавливается подкладка с парными клиньями, и нижняя поверхность фундаментной рамы не параллельны, то необходимо развер нуть один клин относительно другого на требуемый угол (рис. 282). Най денное положение клиньев фиксируется сваркой.

Рис. 282. Установка парных клиньев с плоскими прокладками:

а – изменение высоты при сдвиге клиньев;

б – изменение угла между опорными по верхностями при повороте одного клина относительно другого;

1 – верхний клин;

2 – нижний клин;

3 – плоская прокладка;

4 – точки прихвата электросваркой;

– двугранный угол клина;

– угол поворота При установке на место постоянных подкладок или парных клиньев проверяется при помощи индикаторов часового типа неизменность поло жения фундаментных рам. Индикаторы устанавливаются в углах рамы. За тяжка фундаментных болтов также производится при контроле положения рам индикаторами. Устанавливая очередную подкладку, следует прове рить, чтобы не нарушилась плотность установки соседних подкладок.

После перевода на постоянные подкладки и затяжки фундаментных болтов рекомендуется вновь проверить центровку роторов турбины по по лумуфтам. Затем постоянные подкладки следует прихватить электросвар кой к фундаментным рамам.

3.7. Установка, проверка центровки деталей и зазоров проточной части Работа по установке деталей проточной части сводится к достиже нию их положения относительно ротора, полученного в процессе общей сборки на заводе-изготовителе. Добиться повторения результатов цен тровки можно, используя те же методы установки и контроля положения деталей проточной части, которые примерялись на заводе-изготовителе.

Наибольший эффект получается при применении оптико механического комплекта или оптоэлектронных и лазерных систем для проверки центровки. Возможна также проверка центровки деталей про точной части при помощи калибровых валов или борштанг. При этом должно быть обеспечено или равенство прогибов вала (борштанги) и рото ра, или введение поправок, учитывающих разницу прогибов. Результаты центровки, полученные на монтаже, не должны превышать величины до пусков, предусмотренных заводом-изготовителем и указанных в чертежах и формуляре. Необходимо также проверить осевой зазор в расточках ("качку"), который не должен превышать 0,1 мм, перемещение в радиаль ном направлении, которое должно быть не более 0,05 мм. Проверяется ве личина зазора для теплового расширения диафрагм в обоймах и обойм в цилиндрах. Верхний зазор проверяется при помощи свинцовых оттисков.

Проверяюся положение лопаток и шпонок и соответствующие зазоры.

Методы выполнения таких замеров и способы исправления центров ки указаны в гл. 5 «Стендовая сборка турбин». После проверки центровки укладывают роторы, собирают опорно-упорный подшипник и стягивают полумуфты роторов. Роторы сдвигают до упора в рабочие колодки и про изводят измерения осевых и радиальных зазоров.

Радиальные зазоры между верхней и нижней половинами уплотне ний и ротором проверяются по свинцовым оттискам, лейкопластырем или бумажными полосками. Накладывают свинцовую проволоку, наклеивают слои пластыря или бумаги в измеряемых местах, устанавливают ротор и верхние половинки диафрагм и обойм, закрывают крышку цилиндра. Раз бирают цилиндр и измеряют толщину оттисков на свинцовой проволоке.

При наклейке пластыря или бумаги после закрытия цилиндра проворачи вают ротор по часовой стрелке на 75-80о и против – на 150-160о. Ротор воз вращают в исходное положение и разбирают цилиндр. Осматривают следы касания гребней на наклейках, определяют число неповрежденных слоев и вычисляют их толщину.

Кроме того, проверяются и заносятся в формуляр величины разбега ротора в упорном подшипнике, боковые и верхние зазоры в опорных вкла дышах.

3.8. Подливка фундаментных рам После того как выполнены монтажные работы по установке цилинд ров турбин и корпусов подшипников, окончена центровка роторов, затяну ты фундаментные шпильки и произведена установка деталей проточной части и крышек цилиндров до достижения нагрузки на фундамент не ме нее 75-80 % рабочего веса оборудования, можно приступить к подливке фундаментных рам. При этом крышки цилиндров могут быть установлены временно.

Подливку фундаментных рам бетоном осуществляет строительная организация. Но поскольку от качества подливки зависят длительность и надежность работы турбоагрегата, то монтажники обязаны контролировать ее выполнение. До начала подливки парные клинья должны быть прихва чены сваркой друг к другу и плоской подкладке (см. рис. 282). Произво дится проверка наличия во всех отсеках рамы отверстий для заливки рас твора и для выхода воздуха. Поверхность фундамента в местах подливки очищается от грязи и мусора, и на поверхности делается насечка. Особен но тщательно промываются или, по возможности, вырубаются залитые маслом места. Промывку производят водой. Следует предохранять от по падания влаги места стыков между опорными поверхностями цилиндра или корпуса подшипника и фундаментными рамами. Для этого стыки за клеиваются липкой лентой. Также после промывки следует удалить воду из отверстий под фундаментные болты. Высота подливки фундаментных рам определяется по чертежу. Обычно она составляет высоты фунда ментных рам. Во внутренних полостях уровень бетона должен соответст вовать уровню наружной заливки. Опалубка должна быть выше уровня за ливки на 20-30 мм. Следует убедиться, что опалубка надежно закреплена, не имеет щелей и плотно прилегает к поверхности фундамента. Неплотно сти уплотняют паклей или ветошью. Подливку каждой рамы производят без перерывов. Заливку начинают с колодцев под фундаментные болты, затем заполняют зазоры между рамами и фундаментом, в последнюю оче редь заливают внутренние полости фундаментных рам. Раствор подают с двух сторон рамы, для лучшего уплотнения применяют вибраторы или вручную проталкивают бетон стержнями и крючьями.

Работы по подливке должны производиться при температуре воздуха в машинном зале не ниже +5 оС. По окончании схватывания бетон дважды в день поливают водой. После затвердевания подливки снимают опалубку, проверяют отсутствие в подливке пустот и наружным осмотром определя ют качество схватывания подливки с рамами. В сомнительных случаях производят контрольные вырубки бетона. До полного схватывания не до пускается производить никакие монтажные работы, связанные с изменени ем нагрузки на фундамент. По истечении 6-8 дн. после подливки проверя ют плотность прилегания опорных поверхностей цилиндров и корпусов подшипников к поверхностям фундаментных рам, проверяют центровку роторов по полумуфтам. Рамы опор конденсатора подливают после под ливки фундаментных рам турбины, выполняя те же работы.

3.9.Закрытие турбины под испытания Закрытию турбины предшествуют окончательная проверка и довод ка зазоров в уплотнениях и проточной части. Работы по закрытию ведутся без перерыва при участии ответственных представителей шеф-персонала заводов, служб эксплуатации и монтажной организации. Из нижней поло вины цилиндра удаляют все детали, производят продувку и протирку внутренних полостей, осматривают труднодоступные места, проверяют чистоту всех отверстий. Расточки цилиндра натирают графитом. Внима тельно осматривают лопаточный аппарат статора и ротора. Вновь собира ют и устанавливают обоймы с диафрагмами, уплотнениями. Шейки рото ров и торцы полумуфт протираются.

В корпусе подшипников устанавливают вкладыши, баббитовые по верхности смазывают турбинным маслом. Опускают роторы, собирают опорно-упорный вкладыш, временно сбалчивают соединительные муфты и производят контрольную проверку зазоров. Проворачивают ротор и убеж даются в отсутствии задеваний. Затем устанавливают верхние половины обойм с диафрагмами и обойм уплотнений и затягивают их разъем.

На горизонтальном разъеме нижней половины цилиндра устанавли вают направляющие колонки и смазывают их турбинным маслом. Осмат ривают и прочищают верхние половины цилиндров и производят их уста новку. Не доводя разъем верхней половины до нижней на величину около 200 мм, необходимо нанести на разъем мастику слоем 0,3-0,4 мм. Как пра вило, на горизонтальный разъем цилиндра высокого давления мастика не наносится из-за опасения, что при пробивании мастики паром высокого давления дополнительная затяжка крепежа не приведет к выборке зазора.

Поэтому горизонтальный разъем цилиндров паровых турбин только про тирают графитом и сбалчивают насухо. Горизонтальные разъемы газовых турбин перед закрытием также смазывают слоем мастики, которую выпол няют негорючей на каолиновой основе.

Устанавливают верхние половины цилиндров и приступают к затяж ке крепежа горизонтального разъема. Крепеж цилиндров низкого и средне го давления затягивают при помощи гайковертов или вручную. Для созда ния равномерных усилий всех элементов крепежа и ликвидации перетяжки и деформации деталей затяжку следует производить в определенном по рядке и в несколько приемов. У ЦНД затяжку начинают от вертикальных разъемов, у ЦСД – затягивают от уплотнения стороны паровпуска к задне му уплотнению. Холодную затяжку крепежа горизонтального разъема ци линдра высокого давления с усилием, необходимым для создания нужной плотности прилегания разъема, выполнить практически невозможно. По этому производят нагрев шпилек до получения необходимого удлинения, при котором появляется возможность поворота гайки. Охлаждаясь, шпильки стягивают фланцы с необходимым усилием.

Работа выполняется следующим образом. Перед навинчиванием сма зывают резьбу шпильки и гайки графитом или мелом. В последнее время для смазки стали применять дисульфит молибдена, позволяющий избежать заедания и прикипания резьбы. Затем вручную завинчивают гайку до упо ра и в соответствии с указаниями заводской инструкции размечают дугу К (см. рис. 273), на длину которой необходимо будет провернуть гайку. За тем при помощи специальных нагревателей шпильку быстро нагревают до 300-400 оС. После этого гайку можно вручную повернуть на указанную длину дуги без применения особых усилий. Порядок затяжки крепежа го ризонтального разъема ЦВД определяется заводом-изготовителем и зано сится в инструкцию или формуляр.

После окончания затяжки горизонтальных разъемов производят до полнительную проверку плотности прилегания опорных поверхностей консольных лап и шпонок, цилиндров и фундаментных рам. Далее следует убедиться в правильности сочленения роторов, проверить центровку по полумуфтам, выполнить "маятниковую" проверку и проверку смещения осей роторов ("коленчатость"). Проверку и исправление производят анало гично описанным в п. 5.10. Ввиду того что полумуфта ротора низкого дав ления и полумуфта ротора генератора выполняются на разных заводах, со вместная обработка отверстий и изготовление призонных болтов произво дятся на монтаже. Облегчает эту работу применение механических райбе ров. Для избежания разбалчивания соединительные призонные болты под бираются по массе с разностью не более 10 г.



Pages:     | 1 |   ...   | 13 | 14 || 16 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.