Паровые турбины

Общие сведения. На судах морского флота эксплуатируются главные и вспомогательные паровые турбомеханизмы (турбогенераторы, турбонасосы, турбовентиляторы); все они проходят ежегодные освидетельствования, при которых производится: наружный осмотр, готовность к действию, работа в действии, исправность маневренных и пусковых устройств и устройств дистанционного управления, а также проверяется исправность навешанных и приводных механизмов.
Техническое обслуживание паровой турбины включает проведение планово-предупредительных осмотров (ППО) и ремонтов (ППР), регулировку и настройку элементов турбин, устранение неисправностей, проверку аппаратуры на соответствие техническим условиям, восстановление утраченных свойств, а также выполнение мероприятий по сохранению турбин при их бездействии.
В зависимости от объёма и характера выполняемых работ ТО подразделяются на ежедневные, ежемесячные и ежегодные.
Ежедневное ТО включает следующие основные операции:
- визуальный осмотр;
- удаление протечек топлива, масла и воды;
- удаление следов коррозии;
- измерение вибрации.
Демонтаж и разборка турбин. Согласно инструкции завода-изготовителя производят плановые вскрытия турбин. Цель вскрытия турбин — оценка технического состояния деталей, очистка её проточной части от коррозии, нагара и накипи.
К разборке турбины приступают не ранее чем через 8-12 часов после её остановки, то есть после охлаждения, когда температура стенок корпуса станет равной температуре окружающего воздуха (около 20 С).
Если турбина демонтируется для транспортировки в цех, то соблюдают следующий порядок работ по демонтажу:
- отключают турбину от поступающего пара;
- спускают или откачивают воду из конденсатора;
- откачивают масло из турбины или спускают его, освободив масляную систему;
- снимают арматуру и контрольно-измерительные приборы;
- отсоединяют трубопроводы, непосредственно соединенные с турбиной, или мешающие демонтажу её с фундамента;
- снимают обшивку турбины и изоляцию;
- разбирают поручни, снимают площадки и щиты;
- снимают быстрозапорный клапан ресивера и байпасные клапаны;
- разобщают ротор турбины от редуктора;
- заводят стропы и закрепляют их к грузоподъёмному устройству;
- отдают фундаментные болты и снимают турбину с фундамента. Подрыв крышки статора производят отжимными болтами, а подъём
(опускание) её и ротора производят специальным приспособлением. Это приспособление состоит из четырёх винтовых колонок и механизмов подъёма. На винтовых колонках закреплены линейки для контроля высоты подъёма крышки статора или ротора турбины. При подъёме крышки или ротора через каждые 100-150 мм делают остановку и проверяют равномерность их подъёма. Также поступают и при их опускании.
Дефектоскопия и ремонт. Дефектоскопия турбины выполняетется в два этапа: до вскрытия и после вскрытия в процессе разборки. До вскрытия турбины с помощью штатных контрольно-измерительных приборов измеряются: осевой разбег ротора в упорном подшипнике, масляные зазоры в подшипниках, зазоры в предельном регуляторе частоты вращения.
К характерным дефектам паровой турбины относят: деформацию фланцев разъёма статора, трещины и коррозию внутренних полостей статора; деформацию и неуравновешенность ротора; деформацию рабочих дисков (ослабление их посадки на валу ротора), трещины в районе шпоночных пазов; эрозионное изнашивание, механические и усталостные разрушения рабочих лопаток; деформация диафрагм; эрозионное изнашивание и механические повреждения соплового аппарата и направляющих лопаток; изнашивание колец концевых и промежуточных уплотнений, подшипников.
При эксплуатации турбины в основном происходят тепловые деформации деталей, вызванные нарушениями Правил технической эксплуатации.
Тепловые деформации возникают в результате неравномерного прогревания турбины при её подготовке к пуску и при остановке.
Работа неуравновешенного ротора вызывает вибрацию турбины, что может привести к обрыву лопаток и бандажа, к разрушению уплотнений и подшипников.
Корпус паровой турбины выполняется с горизонтальным разъёмом, который делит его на две половины. Нижняя половина — корпус, а верхняя — крышка.
Ремонт заключается в восстановлении плотности плоскости разъёма корпуса из-за коробления. Коробление плоскости разъёма при зазорах до 0,15 мм устраняют шабрением. После окончания шабрения крышку устанавливают на место и щупом проверяют наличие местных зазоров, которые не должны быть больше 0,05 мм. Трещины, свищи и коррозионные раковины в корпусе турбины разделывают и устраняют сваркой и наплавкой.
Роторы паровых турбин. В главных турбинах роторы чаще всего изготавливают цельноковаными, а у вспомогательных — ротор обычно сборный, состоящий из вала и рабочего колеса турбины.
Деформацию ротора (изгиб), который не превышает 0,2 мм, удаляют механической обработкой, до 0,4 мм — термической правкой, а свыше 0,4 мм — термомеханической правкой.
Ротор с трещинами заменяют. Износ шеек устраняют шлифованием. Овальность и конусообразность шеек допускается не более 0,02 мм.
Рабочие диски. Диски с трещинами заменяют. Деформацию дисков выявляют по торцевому биению и, если оно не превышает 0,2 мм, его устраняют проточкой торца диска на станке. При большей величине деформации диски подвергают механической правке или замене. Ослабление посадки диска на валу устраняют хромированием его посадочного отверстия.
Лопатки дисков. На лопатках возможен эрозионный износ и, если он не превышает 0,5-1,0 мм, то их запиливают и шлифуют вручную. При больших разрушениях лопатки заменяют. Новые лопатки изготавливают на турбостроительных заводах. Перед установкой новых лопаток их взвешивают.
При наличии механических повреждений и отрыва ленточного бандажа рабочих лопаток его заменяют, для чего удаляют старый бандаж.
Диафрагмы турбин. Любая диафрагма состоит из двух половин: верхней и нижней. Верхняя половина диафрагмы устанавливается в крышке корпуса, а нижняя — в нижней половине корпуса турбины. Ремонт связан с устранением коробления диафрагмы. Коробление диафрагмы определяют на плите пластинами щупа, для этого диафрагму укладывают ободом со стороны выхода пара на плиту и щупом проверяют наличие зазоров между ободом и плитой.
Коробление устраняют шлифованием или шабрением торца обода по плите на краску. Затем по пришабренному торцу обода диафрагмы, пришабривают посадочный паз в корпусе турбины со стороны выхода пара. Это делают для достижения плотного прилегания диафрагмы к корпусу, с целью уменьшить протечки пара. При наличии трещин на ободе диафрагмы её заменяют.
Лабиринтовые (концевые) уплотнения. По конструкции лабиринтовые уплотнения могут быть простого типа, эластичного ёлочного типа, эластичного гребёнчатого типа. При ремонте уплотнений втулки и сегменты лабиринтовых уплотнений с повреждениями меняют, устанавливая радиальные и осевые зазоры согласно техническим условиям на ремонт.
Опорные подшипники в турбинах могут быть скольжения и качения. В главных судовых паровых турбинах используют подшипники скольжения. Ремонт таких подшипников аналогичен ремонту подшипников дизеля. Величина установочного масляного зазора зависит от диаметра шейки вала ротора. При диаметре шейки вала до 125 мм, установочный зазор составляет 0,12-0,25 мм, а предельно допустимый — 0,18-0,35 мм. Подшипники качения (шариковые, роликовые) устанавливают в турбинах вспомогательных механизмов и ремонту они не подлежат.
Статическая балансировка дисков и роторов. Одной из причин, вызывающих вибрацию у турбины, является неуравновешенность вращающихся ротора и дисков. У вращающихся деталей может быть одна или несколько неуравновешенных масс. В зависимости от их расположения возможна статическая или динамическая неуравновешенность масс. Статическую неуравновешенность можно определить статически, без вращения детали. Статической балансировкой называют совмещение центра тяжести с её геометрической осью вращения. Это достигается снятием металла с тяжёлой части детали или добавлением его на её лёгкую часть. Перед балансировкой проверяют радиальное биение ротора, которое должно быть не более 0,02 мм. Статическую балансировку деталей, работающих при частоте вращения до 1000 мин-1, производят в один этап, а при большей частоте вращения — в два этапа.
На первом этапе деталь уравновешивают до безразличного её состояния, при котором она останавливается в любом положении. Это достигается путём определения положения тяжёлой точки, а затем с противоположной стороны подбирают и крепят уравновешивающий груз.
После уравновешивания детали на её лёгкой стороне взамен временного груза закрепляют постоянный груз, или с тяжёлой стороны снимают соответствующее количество металла и на этом балансировку завершают.
Второй этап балансировки заключается в устранении остаточной неуравновешенности (дисбаланса), оставшейся за счёт инерции детали и наличия трения между ними и опорами. Для этого поверхность торца детали делят на шесть-восемь равных частей. Затем, деталь с временным грузом устанавливают так, чтобы он оказался в горизонтальной плоскости (точка 1). В этой точке массу временного груза увеличивают до тех пор, пока деталь не выйдет из состояния равновесия и не начнёт вращаться. После этой операции груз снимают и взвешивают на весах. В такой же последовательности выполняют работу и для остальных точек детали. По полученным данным строят кривую, которая при точном выполнении балансировки должна иметь форму синусоиды. На этой кривой находят точки максимума и минимума. Точке максимума кривой соответствует лёгкое место детали, а точке минимума — тяжёлое место. Точность статической балансировки оценивается по неравенству:

где   К— масса уравновешивающего груза, г;
R — радиус установки временного груза, мм;
G — масса ротора, кг;
Lст — предельно допустимое смещение центра тяжести детали от её оси вращения, мкм. Предельно допустимое смещение центра тяжести детали находят по диаграмме предельно допустимых смещений центра тяжести при статической балансировке, по паспортным данным турбины или по формуле:

где   n — частота вращения ротора, с-1.
Динамическая балансировка. При динамической балансировке все массы ротора приводятся к двум массам, лежащим в одной диаметральной плоскости, но по разные стороны от оси вращения. Динамическую неуравновешенность можно определить только по центробежным силам, возникающим при вращении детали с достаточной скоростью. Качество динамической балансировки оценивается величиной амплитуды колебаний ротора при критической частоте его вращения. Балансировка производится на специальном стенде в заводских условиях. Стенд имеет опоры маятникового или качающегося типа (типы стендов 9В725, 9А736, МС901, ДБ 10 и др.). Ротор турбины укладывают на два пружинистых подшипника, установленные на опорах станины, и соединяют с электродвигателем. Вращая электрическим двигателем ротор турбины определяют его критическую частоту вращения, измеряя при этом поочерёдно максимальные амплитуды колебаний шеек ротора с каждой стороны. Затем, каждую сторону ротора размечают по окружности на 6-8 равных частей и рассчитывают массу пробного груза для каждой стороны. Балансировку начинают со стороны подшипника, имеющую большую амплитуду колебаний. Второй подшипник закрепляют. Пробный груз крепят в точке 1 и измеряют максимальную амплитуду колебаний шейки ротора при критической частоте его вращения. Потом груз снимают, крепят его в точке 2 и операцию повторяют. По полученным данным строят график, по которому определяют максимальную и минимальную амплитуды и среднее значение амплитуды, а по её величине — массу уравновешивающего груза. Подшипник с большей амплитудой колебаний закрепляют, а второй — освобождают от крепления. Повторяется операция балансировки второй стороны в той же последовательности. Оценка результатов балансировки производится по неравенству:

где   aocт— амплитуда колебаний концов ротора, мм;
R — радиус крепления балансирующего груза, мм;
G — часть массы ротора, приходящаяся на данную опору, кг;
Lcт — допустимое смещение центра тяжести от оси вращения ротора при динамической балансировке, мкм.
Сборка турбины включает центровку ротора и диафрагм.
Центровка ротора. До центровки ротора подгоняют подшипники скольжения по постелям и шейкам ротора. Потом производят центровку ротора относительно оси расточки под обоймы концевых уплотнений турбины. Во время центровки ротора и диафрагм используют фальшвал (технологический вал), который укладывают на подшипники. Затем измеряют зазоры между шейкой вала и цилиндрической поверхностью под уплотнения в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Допустимое смещение оси ротора относительно оси расточек под уплотнения допускается до 0,05 мм. Равенство зазоров указывает на хорошую центровку, а если нет, то производится центровка оси ротора.
Закрытие турбины. Перед укладкой ротора его шейки и подшипники смазывают чистым маслом. Затем ротор укладывают на подшипники и опускают крышку. После обжатия крышки проверяется лёгкость вращения ротора. Для уплотнения плоскостей разъёма турбины, работающей при давлении выше 3,5 МПа и температуре до 420 С, используется паста «Герметик», или другие мастики. При этом резьбу гаек, шпилек и простых болтов покрывают тонким слоем графита, а призонные болты смазывают ртутной мазью.
Испытания турбин после ремонта. Отремонтированные турбомеханизмы должны испытывать сначала на стенде СРЗ, затем проводить швартовные и ходовые испытания. При отсутствии стендов на СРЗ, турбомеханизмы подвергают только швартовным и ходовым испытаниям. Швартовные испытания состоят из обкатки, регулировки и проверки турбомеханизмов по программе стендовых испытаний.
Всю подготовку к пробному пуску турбинной установки (проверку действия клапанов, прогревание турбины и паропроводов, смазочной системы и т.д.) производят в полном соответствии с «Правилами обслуживания судовых паровых турбин и ухода за ними». Кроме этого производят прокачку смазочной системы и подшипников горячим маслом при температуре 40-50 С с помощью смазочного насоса. Для очистки смазочной системы от загрязнений перед подшипниками устанавливают временные фильтры из медной сетки и марли и т.п. Их периодически вскрывают, промывают и вновь ставят на место. Прокачивают масло до тех пор, пока на фильтрах не будут осадка загрязнений. После прокачки масло из расходной цистерны сливают, цистерну очищают и заполняют свежим маслом.
Перед пуском турбину проворачивают валоповоротным устройством, при этом внимательно прослушивают стетоскопом места расположения подшипников турбины и редуктора, район проточной части, уплотнений и зубчатых зацеплений. При отсутствии каких-либо замечаний производят проворачивание ротора турбины паром, доводя его вращение до частоты 30-50 мин -1, и сразу же перекрывают пар. Вторичный пуск турбины осуществляют в том случае, если не обнаружено никаких неисправностей при проворачивании.
При всяком постороннем звуке в турбине её немедленно останавливают, производят осмотр, выявляют причины неисправностей и принимают меры к их устранению.
Работа турбомеханизма на холостом ходу проверяется с постепенным увеличением частоты вращения ротора турбины до номинального значения и одновременно — действие регулятора частоты вращения, быстрозапорного клапана, ваккум-конденсатора и др.
При ходовых испытаниях определяют технические и экономические показатели турбомеханизма на всех режимах работы.