«Посвящается светлой памяти профессора Николая Яковлевича Баумана В.А. Новиков ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА И МОНТАЖА ПАРОВЫХ И ГАЗОВЫХ ТУРБИН Учебное электронное текстовое издание Подготовлено кафедрой Турбины и двигатели ...»

Т в = 0,6 - 0,3 = 0,3 мм. Следовательно, РВД примет положение, указанное на рис. 261. Вносим исправления в центровку ротора по торцу перемещением подшипника 2 на величину Y2п :

При таком смещении конец РВД у муфты поднимается на Таким образом, ось РВД окажется смещенной вверх относительно РНД на величину Aв = K Aв = 0,45 0,2 = 0,25 мм. Ротор займет новое радиальное положение (линия M M ). Для устранения радиального смещения осей и перекоса торцов полумуфт получим следующие величины перемещений подшипников:

Таким образом, можно подсчитать величину перемещения подшипников в горизонтальной плоскости, приняв обозначение направления (вправо, влево) относительно визирования со стороны РНД и РВД.

Величины перемещений подшипников можно также определить по второму методу:

где l1, l2, l3, D – см. рис. 261.

Для облегчения пользования вторым методом подсчетов величины перемещения подшипников следует при укрепленной скобе на РНД принять значения величин отклонения оси РВД положительными, если aн и бн больше соответственно aв и бв, а также aп и бп больше соответственно aл и бл.

5.6.2. Центровка смежных роторов с тремя опорными вкладышами В некоторых конструкциях паровых турбин два ротора (рис. 262) соединены между собой жесткой муфтой. Один из роторов имеет только один опорный вкладыш 3. Таким образом, эти два ротора представляют собой один вал, расположенный на трех опорных вкладышах. Иногда одна из полумуфт ротора входит выступом в заточку другой полумуфты, а в некоторых конструкциях торцы полумуфт гладкие. Центровка таких роторов имеет некоторые особенности, обусловленные влиянием массы второго ротора на положение первого ротора и на распределение нагрузок от обоих роторов на вкладыши. После установки второго ротора и соединения роторов жесткой муфтой изменится положение первого ротора, а также и нагрузки на опорных вкладышах 1 и 2. Причем, на вкладыше 2 нагрузка возрастет, а на вкладыше 1 – снизится, что создает ненормальные условия для их работы. Поэтому при центровке роторов осуществляют раскрытие по торцу муфты внизу. Величина раскрытия зависит от массы обоих роторов, их жесткости и расстояния между подшипниками (при этом разница в замерах торцовых зазоров по полумуфтам в горизонтальной плоскости не должна превышать 0,02-0,03 мм). Изменяя величину раскрытия по торцу в нижней точке полумуфт, можно добиться равенства удельных нагрузок на каждый вкладыш. Величина раскрытия для каждого типа турбин указана в паспортах. При центровке смежных роторов на трехопорных вкладышах вначале устанавливают в необходимое положение первый ротор, а затем к нему прицентровывают второй ротор, имеющий один вкладыш. При отсутствии выступа на одной полумуфте и впадины на другой во время центровки второй ротор опирается на вкладыш и временную опору, установленную вблизи полумуфты.

Рис. 262. Схема расположения смежных роторов, имеющих три Центровку осуществляют по окружности и торцу полумуфт, соблюдая при этом принятые допуски на центровку, но с раскрытием по торцам полумуфт снизу. Изменение величин центровки достигается при смещении вкладыша 3 совместно с корпусом подшипника. После сбалчивания полумуфт проверяют величину возможного перекоса торцов полумуфты.

5.7. Центровка обойм диафрагм, паровых и масляных уплотнений и установка соплового аппарата Во многих конструкциях паровых и газовых турбин предусмотрены обоймы, в которые установлены диафрагмы или сегменты с направляющими лопатками. В обоймах компрессоров отдельных конструкций газовых турбин направляющие лопатки укреплены непосредственно на обойме. Сборка обойм с корпусом турбины сводится к их центровке. Оси расточек под диафрагмы или ось внутреннего диаметра лопаток должны совпадать с осью корпуса турбины. При креплении обоймы в корпусе турбины учитывается тепловое расширение. Поскольку крепление многих типов обойм одинаково, рассмотрим центровку и крепление одной из обойм паровой турбины (рис. 263).

Рис. 263. Схема центровки и крепления обоймы диафрагм в корпусе турбины:

1 – нижняя половина обоймы; 2 – корпус турбины; 3 – лапки;

Установку и центровку обоймы данной конструкции можно произвести при помощи оптических приборов или калибрового вала. Для центровки оптическими приборами на разъеме корпуса турбины размещают кронштейн с рамкой для крепления зрительной трубы. В рамку заводят зрительную трубу, а в расточки под уплотнения корпуса турбины – центроискатели с марками, за которыми установлен освещенный экран. Зрительную трубу выверяют по двум центроискателям в вертикальной и горизонтальной плоскостях относительно центров контрольных расточек так, чтобы перекрестие трубы совпало с центральными прорезями марки с точностью ±0,02 мм. На тубусе зрительной трубы устанавливают прецизионный уровень для контроля положения трубы.

Нижнюю половину обоймы 1 после установки в ней двух лапок опускают в корпус турбины 2 и проверяют осевой зазор между выступом обоймы и расточкой корпуса, который не должен превышать пределов, предусмотренных чертежом. В обойму устанавливают центроискатель 4 с маркой. При помощи зрительной трубы, визируя марку, можно определить координату в вертикальной плоскости центра расточки в обойме под диафрагму и сравнить с расчетной, подсчитанной с учетом прогиба ротора.

Припуск П на нижних торцах лапок равен разности расчетных и действительных координат в вертикальной плоскости. Одновременно определяют величину припуска на верхних торцах лапок.

Лапки должны быть расположены относительно разъема корпуса турбины ниже на 0,1-0,2 мм. Зазоры по торцам лапок 3 определяются рабочей температурой турбины. После фрезерования и шлифования лапок до необходимых размеров проверяют центровку обоймы. При перемещении обойму устанавливают относительно оптической оси в горизонтальной плоскости с допуском ±0,05 мм, и в этом положении в нижний паз обоймы заводят шпонку 5 с зазором 0,02-0,05 мм на сторону, и после проверки зазора шпонку приваривают к корпусу турбины, а лапки 3 – к обойме. После выемки нижней половины обоймы из корпуса дополнительно приваривают шпонку и лапки. В шпонке сверлят, разворачивают отверстия и устанавливают штифты 6. Обойму устанавливают в корпус и повторно проверяют центровку. Допуск на центровку равен ±0,05 мм. В отдельных конструкциях к нижнему торцу лапок, а также к боковым поверхностям нижней шпонки прикреплены планки. Регулировка положения обоймы осуществляется при шлифовке планок.

При центровке обоймы с помощью калибрового вала, уложенного на опорные вкладыши, положение обоймы определяется измерением расстояния от вала до расточек в трех направлениях микрометрическим нутромером или мостиком со штихмасом (рис. 264).

Вначале производится центровка обоймы по высоте за счет пригонки опорной поверхности шпонок и выверки установочных размеров а по замерам от временной шпонки. Проверка по высоте ведется замерами от каb + b либрового вала: размер b2 должен быть равен. Проверка горизонтальности разъема производится замерами от линейки. Затем обойму точно центрируют, при этом добиваются равенства размеров b и b1, и замеряют размер c1 для нижней центрирующей шпонки. Нижняя шпонка по размерам c и c2 обрабатывается по замерам с места. После пригонки все шпонки маркируют. Стопорные шайбы верхних половин пригоняют с зазором, обеспечивающим вертикальное перемещение обойм до 0,4 мм.

Рис. 264. Схема центровки обоймы диафрагм с помощью калибрового вала:

1 – корпус турбины; 2 – нижняя половина обоймы; 3 – лапки; 4 – шпонка;

При центровке диафрагм достигается совмещение оси расточки под уплотнения диафрагм с осью корпуса турбины, а также обеспечивается свободное расширение диафрагмы от теплового воздействия. Характер работ по центровке диафрагм зависит от способа ее крепления в корпусе турбины или в обойме. На рис. 265 представлена диафрагма распространенной конструкции, устанавливаемая в обоймах турбин. Нижняя половина диафрагмы 4 опирается на обойму 1 турбины двумя лапками 11, определяющими положение диафрагм в вертикальной плоскости. Фиксирование диафрагм в горизонтальном направлении осуществляют посредством нижней шпонки 3. Верхняя половина диафрагмы 9 имеет лапки 8, которые при подъеме верхней половины обоймы 5 опираются на подвески 6, закрепленные винтами 7. В собранной и отцентрованной диафрагме в обойме должно быть плотное прилегание разъемов обоймы и диафрагмы.

Зазор а между торцами верхних лапок и обоймой составляет 0,10-0,15 мм, а зазор между верхними лапками и подвесками 6 – 0,5-2,0 мм. Центровка диафрагм производится при помощи оптических приборов (зрительной трубы, центроискателя и марки) и выполняется аналогично центровке нижней половины обоймы, в которой крепится диафрагма. Зрительную трубу выверяют по расточкам под уплотнения корпуса турбины, а центроискатель с маркой устанавливают в расточку диафрагмы под уплотнение.

Вертикальную координату центра расточки диафрагмы с допуском 0,05 мм определяют из расчетных таблиц, составленных для каждого типа турбины с учетом статического прогиба роторов. В горизонтальной плоскости ось расточки диафрагмы устанавливают относительно оптической оси с допуском ±0,05 мм.

Рис. 265. Крепление диафрагмы в обойме турбины:

1 – нижняя половина обоймы; 2 – штифт; 3 – нижняя шпонка; 4 – нижняя половина диафрагмы; 5 – верхняя половина обоймы; 6 – подвеска; 7 – винты; 8, 11 – лапки;

Верхние торцы лапок в нижних половинах диафрагм могут значительно "западать" относительно разъема корпуса турбины, так как тепловое расширение диафрагмы обусловливает наличие зазора а между торцами верхних лапок и обоймой. Крепление боковых лапок и нижней шпонки, а также проверка положения центровки относительно зрительной трубы являются заключительными операциями по центровке нижней половины диафрагмы.

Положение верхней половины диафрагмы 9 в боковом направлении зафиксировано шпонкой 10, которую устанавливают в процессе механической обработки. Центровка верхней половины диафрагмы заключается в определении величин припусков на торцах верхних лапок для образования необходимого зазора а между ними и обоймой. Верхнюю половину диафрагмы заводят в верхнюю половину обоймы и устанавливают лапки. При помощи линейки определяют отклонения размеров разъемов каждой половины диафрагмы относительно размеров разъема обоймы. Полученные размеры обусловливают величину припуска на верхних лапках. После пригонки и приварки лапок к верхним половинам диафрагм или их крепления другими способами устанавливают подвески 6. Затем приваривают нижнюю шпонку 3. Для ее надежной фиксации дополнительно устанавливают штифт 2.

Величину теплового зазора также можно определить при помощи свинцовой проволоки в сборе всей обоймы, уложив проволоку на разъеме диафрагмы и обоймы с двух сторон. После легкой затяжки разъема обоймы и снятия верхней половины обоймы с нижней измеряют оттиски свинцовой проволоки. Величина зазора а характеризуется разницей полусумм величины оттисков проволок, уложенных на разъеме диафрагм и обоймы.

В паровых турбинах средней мощности диафрагмы устанавливают на радиальных штифтах, запрессованных в тело диафрагм. Центровка диафрагмы осуществляется при пригонке штифтов по высоте. Для возможности теплового расширения диафрагмы предусмотрены зазоры между штифтами верхней половины диафрагмы и расточкой корпуса турбины.

5.7.3. Сборка и центровка паровых и масляных уплотнений Уплотнительные кольца диафрагм после их изготовления разрезают на сегменты и шлифуют по торцам. В паз каждой половины диафрагмы заводят сегменты уплотнительных колец 3 (рис. 266) в сборе с плоскими пружинами 2. Сегменты прижимают один к другому и проверяют щупом наличие зазора по торцам (щуп толщиной 0,05 мм не должен проходить).

При необходимости производят дополнительную шлифовку торцов сегментов на специальном приспособлении. Торцы сегментов уплотнительных колец, расположенные у разъема, пригоняют заподлицо с разъемом диафрагм. В верхних сегментах, расположенных у разъема, размечают места для фрезерования выемок под стопорные планки. Затем сегменты вынимают из диафрагм и фрезеруют. Сегменты заводят на место, устанавливают стопорные планки 5 и укрепляют винтами 6. Проверяют величины зазоров а и а между сегментами уплотнительного кольца и стопорной планкой (стопорные планки не должны мешать сегментам расходиться до отказа при нажатии на них рукой). В большинстве конструкций уплотнений предусмотрен суммарный зазор на окружность.

Однако это не исключает проверки взаимного прилегания торцов сегментов. Для образования суммарного зазора, предусмотренного чертежом, между двумя сегментами в окружности устанавливают пластину, равную по толщине величине зазора. Затем пластину удаляют. После установки ротора 4 на вкладыши осуществляют проверку радиальных и осевых зазоров по уплотнениям а" и а'".

Рис. 266. Сборка уплотнительных колец в диафрагме:

1 – половина диафрагмы; 2 – плоская пружина; 3 – сегмент уплотнительного кольца;

Сущность сборки уплотнений в цилиндрах паровых и газовых турбин заключается в центровке обойм уплотнений для образования радиальных и осевых зазоров между уплотнительными кольцами и ротором.

В современном турбиностроении обычно применяют два вида конструкций уплотнений. Уплотнения первой конструкции (рис. 267, а):

в Т-образные кольцевые пазы обоймы 1 заводят сегменты 3 с закрепленными или выточенными заодно уплотнительными кольцами, которые прижимаются к выступам обоймы плоскими пружинами 2. Вал 5 ротора и насадная втулка 4 имеют выступы и впадины. Уплотнения второй конструкции: в роторе закрепляют уплотнительные полосы, а в обойму заводят сегменты уплотнительных колец с проточенными выступами и впадинами.

Сборка сегментов в обойме производится при узловой сборке. При механической обработке обоймы 1 в посадочных местах I и II оставляют припуск по 2 мм на сторону, что позволяет при соответствующей проточке обоймы установить ее так, чтобы получить необходимые осевые зазоры а' и а" в уплотнениях. Величина проточки припусков производится на основании паспортов корпуса турбины и ротора или по специальным шаблонам.

Рис. 267. Центровка паровых и масляных уплотнений:

а – обойма уплотнения; б – масляное уплотнение; I, II, III – посадочные места;

1 – обойма парового уплотнения; 2 – плоская пружина; 3 – сегмент;

4 – насадная втулка; 5 – вал ротора; 6 – масляное уплотнение; 7 – торец корпуса Обоймы уплотнений многих конструкций подвешены в корпусе турбины на лапках и, чтобы предотвратить перемещение в горизонтальной плоскости, закреплены шпонкой. Их центровка осуществляется оптическими приборами аналогично центровке обойм диафрагм. После проверки радиальных зазоров а в роторе при малых зазорах производится пригонка уплотнительных колец, а при больших зазорах — проточка посадочного места III уплотнительного кольца.

Исключением являются конструкции обойм паровых уплотнений, которые, как и масляные уплотнения, закреплены на торце корпуса турбины или подшипника болтами. Такие обоймы уплотнений применяются в ЦНД различных турбин, причем кроме крепления болтами осуществляется пригонка радиальных штифтов, на которые опираются обоймы. Масляные уплотнения 6 (рис. 267, б) центрируются при помощи оптических приборов и закрепляются к торцу корпуса подшипника 7. После крепления болтами и проверки центровки они фиксируются установочными штифтами.

При установленном роторе на вкладышах в процессе замеров зазоров проверяют радиальный а и осевой а' зазоры.

При сборке в корпусе соплового аппарата должно быть обеспечено совмещение оси средней окружности каналов соплового аппарата с осью ротора и аксиальное положение соплового аппарата с корпусом турбины.

Разнообразие конструкций сопловых аппаратов обусловливает различные способы установки их в корпус турбины.

На рис. 268 приведена конструкция сегмента сопел соплового аппарата, применяемая в различных турбинах высокого давления. Сопловой аппарат состоит из четырех сегментов сопел 2, которые заведены в пазы паровых коробок 6 корпуса турбины и фиксируются направляющими штифтами 1. В сегментах сопел по краям установлены уплотняющие шпонки 3 и 5 и распорный штифт 4.

1 – направляющий штифт; 2 – сегмент сопел; 3, 5 – уплотняющие шпонки;

Расточку пазов под сегменты сопел производят одновременно с обработкой других расточек корпуса, что обусловливает радиальное положение сегментов относительно оси корпуса и ротора. Аксиальное положение сегмента обеспечивается правильной расточкой корпуса турбины. В пазы паровых коробок корпуса турбины заводят сегменты сопел и проверяют наличие их свободного перемещения в расточке. Сегменты сопел совмещают с торцами сопловых коробок с допуском ±1,5 мм. Одновременно измеряют осевой зазор между сегментами сопел и сопловыми коробками для определения высоты выступа уплотняющих шпонок 3, 5 над сегментами сопел. Пригонку шпонок производят так, чтобы между ними и стенками паровой коробки допустимый зазор составлял 0,04-0,08 мм. Штифт 4 протачивают заподлицо со шпоночным пазом. Во время работы турбины под тепловым воздействием штифт расширяется и смещает шпонки 3 до упора.

Сегменты сопел заводят на место и осуществляют сверление, развертывание отверстий и установку штифтов 1.

Измерение зазоров необходимо для проверки соответствия чертежам аксиальных и радиальных зазоров в проточной части турбины и в других деталях при установленном роторе на опорные вкладыши в корпусе турбины.

До опускания ротора в корпус турбины заводят обоймы диафрагм, диафрагмы в сборе с уплотнительными кольцами, паровые и масляные уплотнения и другие детали статора, предусмотренные конструкцией. Аксиальные и радиальные зазоры в проточной части турбины измеряют в местах, указанных в паспорте.

После установки ротора на опорных вкладышах на разъем корпуса турбины устанавливают приспособление для осевого перемещения и проворачивания ротора. На первое рабочее колесо наносят две риски с буквами П (правая сторона) и Л (левая сторона) и две риски под углом 90° одна к другой. Ротор устанавливают по зазору первой ступени (обычно меньшему, чем на других ступенях) так, чтобы две риски с маркировкой П и Л совпали с плоскостью горизонтального разъема. В этом положении измеряют осевые зазоры с двух сторон корпуса. Данные заносят в паспорт. Одновременно производят измерения радиальных зазоров при помощи клинового щупа и щупа с пластинками длиной 100 мм. Затем ротор проворачивают на 90° так, чтобы две другие риски совпали с горизонтальным разъемом, и вновь делают замеры. В паспорт заносят все данные, полученные при измерениях.

Затем проверяют осевой разбег ротора. При помощи приспособления смещают ротор до отказа в сторону входа пара и измеряют расстояние от концевой части ротора до торца корпуса турбины. После этого ротор смещают в противоположную сторону и вновь измеряют расстояние. Разность размеров составит величину осевого разбега, которая обычно равна сумме наименьших размеров зазоров со стороны входа и выхода пара или газа в одной или нескольких ступенях (при равенстве зазоров). При этом следует определить места, ограничивающие передвижение ротора при его перемещении. Для проверки состояния проточной части верхней половины турбины при установленном роторе собирают верхние части турбины, устанавливают их на нижние, фиксируют установочными болтами, обжимают разъем и проверяют осевой разбег ротора.

Если осевой разбег ротора при установленной верхней половине статора не отличается от величины осевого разбега, полученного в нижней половине, то зазоры проточной части верхней половины будут равны зазорам нижней половины. Допустимая разница составляет 0,2 мм. При отклонении величин разбегов следует выяснить и устранить причины.

Иногда в турбинах величину зазоров проверяют не только в горизонтальной, но и в вертикальной плоскости с помощью оттисков свинцовых пластин.

После заполнения паспорта проводят тщательный анализ и устанавливают ротор в среднее положение, т. е. такое положение, при котором во всех ступенях (или в большинстве из них) осевые зазоры соответствуют чертежу и объем работ по исправлению узлов или деталей незначителен.

Пример заполнения паспорта зазоров показан в табл. 50. Бланки паспортов зазоров изготовляются в виде чертежей с таблицами величин зазоров на отдельные участки проточной части. В таблицах заполнены графы чертежных зазоров и оставлены места для записи фактических зазоров, полученных в результате измерений.

Как уже сказано, для измерения аксиальных зазоров пользуются клиновыми щупами (рис. 269). При угле клина 1° расстояние между рисками, соответствующее утолщению клина на 0,02 мм, равно 1,15 мм, что обычно обеспечивает достаточную точность измерений. Пределы измерения щупами от 1 до 8-10 мм. В необходимых случаях применяются щупы с другими углами клина и другими пределами измерений. Для удобства пользования щупом его снабжают движком, аналогичным движку логарифмической линейки, с помощью которого отмечают величину захода щупа в зазор. При отсутствии движка величину захода щупа в зазор определяют по отметке на поверхности щупа, предварительно покрытой тонким слоем лазури.

Пример составления паспорта зазоров в проточной части турбины Упорный подшипник воспринимает все осевые усилия, действующие на ротор. Его назначение – фиксировать положение ротора относительно статора, достигнутое при доводке зазоров в проточной части.

Наряду с этим сборка упорного подшипника должна обеспечить полное прилегание упорных колодок 4 и 5 (рис. 270) к упорному гребню 1 ротора, что необходимо для равномерного распределения осевых усилий по рабочим поверхностям всех колодок. Несоблюдение данного условия приведет во время работы турбины к перегрузке отдельных колодок, выплавлению баббита и неизбежной аварии.

До начала окончательной сборки упорного подшипника производят подготовительные работы: пригонку упорных колодок 4 и 5 по баббиту и по высоте (допуск па разнотолщинность – 0,02 мм); пригонку шаровых поверхностей обоймы 9 и вкладыша 10 для создания между сферой вкладыша и гнездом обоймы натяга 0,04-0,08 мм. Проверяют прилегание центровочных подушек 8 к расточкам корпуса подшипника. При центровке вкладыша определяют толщину прокладок 7.

1 – упорный гребень ротора; 2 – дистанционная прокладка (внутреннее установочное кольцо); 3 – упорные полукольца; 4, 5 – упорные колодки; 6 – наружные установочные кольца; 7 – прокладка; 8 – центровочные подушки; 9 – обойма; 10 – вкладыш;

Общая сборка упорного подшипника начинается после установки ротора на вкладыши. Сборку начинают с определения толщины дистанционной прокладки 2 для обеспечения требуемого масляного зазора между упорным гребнем 1 и упорными колодками 4 и 5. Для этого сдвигают ротор до полного соприкосновения упорного гребня с рабочими упорными колодками 5. Полукольца 3 с установочными колодками 4 также плотно прижимают к упорному гребню. Щуп толщиной 0,03 мм не должен проходить между поверхностями гребня и колодок. В таком положении производят замер расстояния между торцовой плоскостью корпуса вкладыша и упорными полукольцами 3.

Необходимую толщину дистанционной прокладки 2 определяют путем вычитания из полученного замера величины чертежного масляного зазора между упорными колодками и гребнем ротора, называемого также масляным разбегом ротора. Нормальный масляный разбег ротора в упорных подшипниках всех типов составляет 0,25-0,50 мм. В турбинах большой мощности величина разбега ротора повышена до 0,40-0,65 мм.

Контроль величины масляного разбега ротора осуществляют аналогично контролю парового разбега ротора. После пригонки подшипника следует хорошо закруглить кромки баббита на колодках, особенно тщательно со стороны входа масла, во избежание срезания слоя масла острой кромкой металла во время работы турбины.

Окончательная проверка прилегания упорных колодок к гребню ротора производится по натиру без краски. Правильно пригнанные колодки должны прилегать к упорному гребню не менее чем на 3/4 площади поверхности баббита. Если, несмотря на одинаковую толщину колодок, наблюдается различная приработка их, то, прежде чем начинать шабрение колодок, следует проверить правильность установки вкладыша путем подтягивания или ослабления пружины амортизатора 11. При этом следует убедиться, что шейка вала плотно прилегает к белому металлу по всей длине опорной части.

Фиксирование осевого расположения вкладыша опорно-упорного подшипника соответственно требуемому положению ротора (по зазорам в проточной части) достигается за счет пригонки установочных колец 6, толщина которых выдерживается по замерам с места.

5.10. Контроль смещения осей роторов и перекоса В современном турбостроении обычно применяют жесткие и полужесткие муфты. После окончания центровки роторов полумуфты соединяют между собой установочными болтами, пригнанными в процессе спаривания двух роторов на токарном станке в приспособлении или непосредственно в турбине.

Установив болты и произведя равномерную обтяжку, необходимо убедиться, что спаренные роторы при работе не будут иметь недопустимых биений.

Центровка роторов по полумуфтам предполагала, что ось окружности, совпадающей с наружной образующей полумуфт, совпадает с осью ротора. Однако ошибки, получившиеся при механической обработке или при насадке полумуфт, могут вызвать смещение осей двух спариваемых роторов (возникает "коленчатость").

Независимо от допусков на центровку радиальное смещение осей не должно быть больше 0,01 мм.

Измерение биений необходимо произвести как можно ближе к полумуфте. При этом конец измеряемого ротора не должен иметь опирание на вкладыш. Для измерения устанавливают индикатор часового типа возле муфты, а вкладыш удаляют (выкатывают). Вращая сболченные роторы, определяют биение, которое не должно превышать 0,02 мм.

Помимо смещения может возникнуть излом оси, как следствие непараллельности (перекоса) торцов полумуфт. Такой излом будет заметен при вращении роторов на дальнем от полумуфты конце ротора. Однако опирание на вкладыши скрывает эти колебания. Для осуществления проверки биения конца ротора необходимо освободить ротор от опорных вкладышей, а контролируемый конец ротора уложить или подвесить на специальную 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 ротора, состоящее из скобы, устанавливаемой на горизонтальный разъем корпуса подшипника. В скобе укреплен якорь, к которому на стропах подвешивается ротор, уложенный на полукольца или технологический (временный) вкладыш. Сбоку в шейку ротора упирают индикатор, проворачивают роторы и измеряют величину биений.

При проверке с помощью специального приспособления (рис. 271) необходимо вначале выкатить вкладыш, расположенный вблизи полумуфты (в роторах, уложенных на четырех вкладышах), а затем вкладыш, расположенный у конца ротора. Вертикальное положение ротора проверяют по индикатору 5. Взамен вкладыша, расположенного у переднего конца ротора 4, заводят в корпус подшипника 7 верхнюю половину вкладыша 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 проворачивают и проверяют биение по боковому индикатору, которое не должно превышать величины, указанной в паспорте.

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

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 производить как для жестких, так и полужестких муфт. Допуски отклонений в центровке роторов по полумуфтам назначает завод-изготовитель турбины.

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

5.11. Подготовка к закрытию и закрытие турбины Подготовка к закрытию является одной из наиболее ответственных работ по сборке турбины. Качественное выполнение данной работы зависит во многом от тщательного соблюдения целого ряда технических требований. 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 направляющие аппараты, диафрагмы, уплотнительные кольца, лопаточный аппарат ротора), а также участки масляного тракта (внутренние поверхности корпусов подшипников, опорных и опорно-упорных вкладышей, упорные колодки и др.). Перед установкой на место все детали обдувают сжатым воздухом, рабочие поверхности вкладышей смазывают маслом.

После установки ротора проверяют паровой разбег ротора для нижней половины цилиндра. Разбег проверяется дважды: в исходном положении и после поворота ротора на 180°. Перед установкой на место верхней половины цилиндра ее приподнимают специальным подъемным приспособлением и выверяют в горизонтальном положении по уровню, предварительно продув сжатым воздухом. После установки проверяют паровой разбег 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 мастикой, 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, например такой: масло 50 %; графит 20 %; белила 10 %; сурик свинцовый 20 %.

Первый состав является наиболее употребительным.

Для того чтобы избежать перетяжки и деформирования деталей, затяжку 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, следует 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 первоначально производят затяжку крупных, а затем мелких шпилек. Затяжку гаек производят горячим способом, который выполняют в следующей последовательности. Первоначально, в холодном состоянии, все гайки навинчивают до отказа с одинаковым усилием вручную накидным ключом с определенной длиной рычага. При этом выбираются все зазоры и выдавливается излишняя мастика. После выполнения холодной затяжки фиксируют положение гайки контрольными рисками – вертикальной, нанесенной на наружной цилиндрической поверхности колпачковой гайки, и ее продолжением на поверхности фланца (рис. 273). Затем отмечают от вертикальной 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 производится до второй отметки уже после нагрева шпилек специальными электро- или газовыми нагревателями. После остывания гайка плотно садится на резьбу болта или шпильки, обеспечивая высокую надежность крепления.

Рис. 272. Типовой порядок затяжки гаек в групповых болтовых соединениях (цифры показывают последовательность затяжки) Рис. 273. Разметка при горячей затяжке крепежа горизонтального разъема 1 – колпачковая гайка; 2 – поверхность фланца горизонтального разъема;

После закрытия турбины все оставшиеся свободными отверстия заглушают и пломбируют. Этим заканчивают закрытие турбины и составляют акт ее готовности к испытанию. Акт подписывают руководители сборки и представители бюро технического контроля. В акте должно быть особо 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 предметов.

Особенности сборки современных крупных паровых турбин определяются прежде всего значительным возрастанием их габаритов и веса, а также появлением в связи с этим многоопорных корпусов и длинных многоопорных валов, соединяемых жесткими муфтами. Все это требует особой тщательности выполнения операций сборки и выверки положения корпусов и валов. Так, например, из опыта монтажа первых крупных турбин была выявлена необходимость проведения центровки корпусов с применением динамометров. Повышение точности спаривания валов при жестких муфтах должно обеспечить равномерную нагрузку на подшипники и их нормальную работу. Выполнение центровки корпусов цилиндров и подшипников и деталей проточной части с помощью оптических, оптикоэлектронных или лазерных приборов также способствует повышению качества сборки.

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, нагнетателя природного газа, смонтированных на одной или двух рамах, иногда в виде масляных баков (рама-маслобак). Иногда направляющие лопатки компрессора закреплены непосредственно в корпусе турбины (ГТНВ других случаях направляющие лопатки компрессора и турбины закреплены в обоймах, которые установлены в корпусе. Турбины имеют два ротора. Роторы ТВД и компрессора жестко связаны между собой и образуют 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, состоящий из обойм и ротора ТНД, к которому присоединяется ротор нагнетателя.

В газовых турбинах ГТН-6 и ГТН-16 рама-маслобак имеет значительную длину. На ней смонтированы корпус турбины со статором и двумя роторами, нагнетатель, узлы регулирования, трубопроводы. На корпусе установлены изоляция и обшивка. В турбинах ГТ-6-750 и ГТН-10 нагнетатель установлен на отдельной раме. Турбины ГТ-6-750, ГТН-6, ГТН-10, ГТН-16 собирают и монтируют как единый моноблок, который после испытания 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 турбокомпрессорной 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 – входная часть, корпус турбокомпрессорной группы, выпускная часть – сбалчивают 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. Внутренний подшипник после центровки его по расточкам при помощи калибрового вала, уложенного на опорный и опорно-упорный вкладыши ротора ТВД, крепят к корпусу турбины. Затем корпус турбины устанавливают на рамумаслобак. Корпус временно опирают на лапы ТНД и входной патрубок.

После прицентровки его к корпусу заднего подшипника определяют высоты прокладок под задние лапы выпускной части входного патрубка и гибкой опоры. Крепление лап осуществляют болтами (см. рис. 246, б). Одновременно производят центровку вкладышей ротора компрессорной группы и РНД по калибровым валам с проверкой центровки по роторам. В собранный корпус турбины устанавливают две обоймы с направляющими лопатками 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 положении.

Во входной патрубок компрессора устанавливают зубчатый привод с муфтой обгона и турбодетандер, который приводит ротор ТВД во вращение в период пуска турбины. Ротор ТНД при помощи промежуточного вала соединяют с нагнетателем природного газа. Десять камер сгорания собраны 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 турбины. Цель стендовых испытаний – проверка правильности сборки, снятие некоторых характеристик работающей турбины и настройка органов регулирования.

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, соответствующих 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 холостом 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 объема сборочных работ закрывают цилиндры турбины и осуществляют стендовые испытания. Успех испытаний зависит не только от качества изготовления и сборки турбины, но и от степени ее подготовки, состояния оборудования 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.). Осуществляют проверку и аттестацию контрольно-измерительных приборов, используемых при испытании. Проверяют также и виброизмерительную аппаратуру.

Для сокращения времени проведения испытаний на неподвижной турбине предварительно настраивают отдельные узлы (регулятор скорости, регулятор безопасности, узлы парораспределения, поворотные диафрагмы, автозатворы и др.) и проверяют их работоспособность. Прокручивают валопровод при помощи валоповоротного устройства (прослушивают турбину при ее работе, чтобы убедиться в отсутствии задеваний вращающихся частей за неподвижные).

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

Испытания мощных паровых турбин могут быть выполнены при параметрах и расходах пара значительно ниже номинальных. При этом достигается 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 турбины, потому что все испытания осуществляются на рабочей частоте вращения и попадание грязи, окалины или стружки в пространство между шейкой вала и баббитовой поверхностью вкладыша при вращении ротора может привести к нарушению работы подшипника и вызвать аварию. Прочистка масляной системы заключается в том, что в течение 3 ч и более производится при помощи вспомогательного насоса прокачка масла по маслопроводам 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 хлопчатобумажной 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 осторожно 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 продувку 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 регулирующие 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 автоматически отключается. Турбину прослушивают, а когда убеждаются в отсутствии 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 выдерживают турбину на этой частоте вращения около 60 мин. Проверяют температуру масла, производят прослушивание.

Дальнейший набор частоты вращения осуществляется медленно, быстро 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 работу. 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, тепловое расширение цилиндров и роторов турбины.

При стендовом испытании производят снятие некоторых характеристик органов регулирования, в частности проверяют работу регулятора скорости. Повышают частоту вращения ротора на 8-12 % от номинальной 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 котором записывают все проводимые операции, неполадки, способы их устранения и показания приборов.

Пуск газовой турбины отличается от пуска паровой простотой и меньшими затратами времени. Эти свойства обусловливают внедрение газовых 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 вспомогательный 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 исключения возможного образования прогиба и обеспечения его равномерного 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. Консервирующее 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 турбинное оборудование от механических повреждений и создает необходимые условия для погрузки и транспортировки частей турбины.

В настоящее время наметились определенные пути развития технологии 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 произведен без вскрытия и ревизии. Консервация турбин осуществляется при помощи специального состава.

В блочном виде, например, поставляются газовые турбины ГТН-6, ГТН-10. Консервация этих турбин производится после стендовых испытаний 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, предусмотрена 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 сборку, центровку и настройку турбин или их узлов в заводских условиях способствует повышению качества продукции, вводимой в эксплуатацию;

сроки межремонтного периода возрастают.

Поставка турбин или отдельных узлов в блочном исполнении требует компоновки и сборки их на заводе на специальной раме. При конструировании 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 одновременно играет роль масляного бака. Однако такие совмещенные конструкции элементов турбин имеют недостаточную жесткость. Поэтому применяют дополнительные методы контроля, основными из которых являются фиксирование и воспроизведение установочных данных при непосредственных измерениях высотных отметок опор. Для осуществления таких измерений применяют гидростатический уровень (рис. 274) точностью измерений 0,01-0,015 мм. После испытания турбины и ее консервации фиксируют высотные отметки опор при помощи гидростатического уровня. 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 закрепляют 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 сравнивают 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 турбоагрегат установлен так же, как на стенде.

Другим путем сокращения цикла выпуска турбин является полная или частичная отмена паровых испытаний. При этом предусматривается проведение более тщательной контрольной сборки, проведение замеров дополнительных параметров собираемой турбины и фиксация этих данных в паспорте. На монтаже должно быть достигнуто повторение паспортных данных, обеспечивающих эффективное ведение монтажных и пусконаладочных 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 регулирования, сигнализации и защиты, которые позволяют автоматизировать управление различными процессами, высвобождают обслуживающий персонал от постоянного наблюдения за отклонениями ряда параметров и нарушениями режимов работы, создают возможность управлять турбоустановкой с дистанционного щита, осуществлять управление турбоустановками при помощи ЭВМ.

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

Нормальная работа элементов регулирующего устройства в значительной степени зависит от качества изготовления и от тщательности выполнения заданного технологического процесса. В практике эксплуатации турбин наблюдаются прогибы штоков клапанов, скалывание азотированного слоя металла, заедание регулирующих клапанов, образование окалины на штоках клапанов, ослабление седел регулирующих клапанов, сбросы электрической нагрузки и пр. Поэтому к изготовлению наиболее ответственных деталей регулирования предъявляются требования повышенной точности, применяется поверхностное упрочнение для повышения твердости, износоустойчивости и выносливости поверхностного слоя деталей, а также для повышения сопротивления стали коррозии.

К механической обработке деталей регулирования предъявляют следующие требования. Обрабатываемые поверхности по размерам выполняются по 7-му квалитету точности, а иногда и выше. Допустимые отклонения от геометрической формы (овальность, конусность) должны быть равны половине допуска на размер. Рабочие поверхности деталей, перемещающихся одна относительно другой, с параметрами Ra = 0,32 мкм обрабатывают до Ra = 0,04 мкм (рабочие поверхности золотников, букс, штоков и др.). Отклонение от концентричности, соосности рабочих поверхностей не должно превышать 0,01 мм. Контакт рабочих поверхностей сопрягаемых деталей должен быть полным по всей длине. Трущиеся поверхности деталей во избежание задиров должны иметь различную твердость. 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 технологического 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 изготовление.

Хорошие результаты при изготовлении букс получают при следующем 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 минимальным припуском на доводку; нитрирование с изоляцией поверхностей, подвергающихся дальнейшей механической обработке и хонингованию.

1 – крышка паровой коробки; 2 – шток; 3 – букса; 4 – втулка; 5 – клапан;

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 сторону;

– закалка и отпуск;

– чистовая обработка отверстия и наружного диаметра буксы с припуском 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 размеров 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 пробках, их зачистка и контроль.

Детали, сопрягаемые с буксами, например штоки, в основном обрабатывают аналогично обработке букс. Наружную поверхность штока, обрабатываемую до Ra = 0,16, получают суперфинишными операциями. Поверхность обрабатывают колеблющимися абразивными брусками при помощи 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 – окончательно. Точение посадочного бурта и сферической части конического отверстия должно производиться с одной установки. Обработку других деталей (чашка клапана, распределительные валики) рассматривать нет необходимости, 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 парораспределения являются сложным и ответственным процессом. Задача сборки заключается 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 испытания 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 получение их взаимного сопряжения и обеспечение легкости хода в установленных пределах. Для выполнения регулирующих функций в буксах и золотниках предусмотрены окна и отверстия. При сборке и ревизии перед монтажом следует убедиться в чистоте малых отверстий, отсутствии повреждений на отсечных кромках окон и больших отверстий. После сборки сервомоторов проверяют состояние уплотнений штоков. При наличии пружин следует убедиться в достижении требуемого сжатия.

При установке сервомоторов на турбину перед стендовыми испытаниями или при монтаже необходимо проверить соответствие положения 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 регулирования в блочном виде, то на монтаже следует лишь убедиться в целости 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 следует 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 ротора и др.) заключаются в соблюдении допустимых зазоров между элементами турбины и датчиками реле. Важным моментом при сборке и установке стопорных и регулирующих клапанов является проверка плотности посадки клапанов на седлах, легкости хода и величины требуемых зазоров в соединениях. Кроме того, при монтаже стопорных клапанов следует произвести их установку таким образом, чтобы избежать передачи при тепловом расширении усилий от перепускных труб на цилиндр и недопустимых напряжений в самих трубах. Поэтому при монтаже трубы в холодном состоянии растягивают (напряжение от растяжки исчезает при тепловом смещении ЦВД).

Сборка регулирующих клапанов заключается в достижении соответствия всех заданных параметров требованиям конструкторской документации. При сборке и установке кулачкового распределительного устройства проверяют зазоры между роликами рычагов и кулачками вала, величины зазоров в сопряжении зубчатого сектора и рейки.

Заключительным этапом сборки на заводе узлов регулирования является их настройка и проверка на специальных стендах и в процессе стендовых испытаний турбины. Однако при этом не всегда удается снять все необходимые для успешной эксплуатации характеристики. Поэтому технология 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, масляные 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 ответственной и трудоемкой операцией, проводимой при монтаже масляной системы, является монтаж маслопроводов. Поскольку вопросы монтажа маслосистемы весьма специфичны, изучение их требует подробного знакомства со специальной конструкторской и технологической документацией. Ниже приведены лишь основные положения организации сборки и монтажа узлов масляной системы.

Масляная система состоит из масляных баков, маслонасосов, трубопроводов 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 всасывающую 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 прокладку между корпусами насоса и подшипника или заменяют ее новой. Устанавливать дополнительные прокладки не допустимо.

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

После присоединения трубопроводов и арматуры (предварительно очищенных) масляный бак подвергают гидравлическим испытаниям, контролируют масляные инжекторы, указатели уровня масла. Проверяют на герметичность поплавок указателя уровня методом погружения его в керосин или воду. Производят очистку внутренних полостей бака. До полной готовности маслосистемы следует также произвести проверку реле падения давления масла. Регулировка соответствия срабатывания определенному 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, очистка и окончательная установка маслопроводов турбоустановки. После монтажа и установки масляного бака, маслоохладителей, насосов и корпусов подшипников на постоянные подкладки производят контрольную сборку маслопроводов. Целью ее является пригонка всех труб по месту, выявление дефектов фланцевых соединений, установка на место всех подвесок и опор маслопроводов. Сборку фланцевых соединений производят на штатном 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 гидравлическому испытанию. Маслопроводы регулирования испытывают на давление 4 МПа, напорные маслопроводы смазки – на 0,4 МПа, сливные и прочие на 0,2 МПа. После гидроиспытания осуществляется механическая, химическая или парохимическая очистка трубопроводов. Механическую очистку выполняют при помощи ершей, щеток, пыжей, гибких шлангов с последующей продувкой воздухом; химическую – путем промывки внутренних полостей ортофосфорной кислотой, 15 %-ный раствор которой хорошо растворяет продукты коррозии и окалину.

В настоящее время находит применение парохимический способ очистки, при котором химически активные элементы, вводимые во внутренние 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 установку трубопроводов. Прокладки, устанавливаемые во фланцевых соединениях, 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 технология сборки маслопроводов. С ее помощью монтируют 75-80 % маслопроводов. 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 заглушки. Блоки устанавливают на опорах и подвесках в проектное положение. Остальные трубопроводы (20-25 %) монтируют по месту. Кроме снижения трудоемкости применение этого метода дает возможность производить установку значительной части маслопровода до начала монтажа оборудования, что позволяет рационально распределять рабочую силу и грузоподъемное оборудование. Однако следует учитывать повышение требований к качеству сварочных работ, необходимость ультразвукового контроля и более тщательной подготовки и сборки фланцевых соединений, возникающих вследствие отмены гидравлических испытаний. После окончательной сборки производится прокачка масла через всю систему, включающую корпуса подшипников, для окончательной ее очистки.

РАЗДЕЛ 8. МОНТАЖ ТУРБИН

1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ МОНТАЖА ТУРБИН

Монтажом турбины называется сборка на фундаменте электрической, 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 мероприятий. 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 подъездных путей и дорог;

– возведение временных вспомогательных бытовых помещений;

– монтаж подъемно-транспортного оборудования и оснащение механизмами, 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 компрессорной станции разрабатывает и передает на монтаж чертежи компоновки станционного оборудования и турбоагрегатов.

Проектно-технологические институты или подразделения монтажных организаций разрабатывают и передают на монтаж проект производства работ.

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

Проект производства работ состоит из следующих основных разделов:

– пояснительная записка с описанием и технической характеристикой монтируемого оборудования, перечнем мерительного и слесарного инструмента и вспомогательных материалов, схемами разводок электроснабжения, газа, кислорода и воды, указаниями по размещению и хранению оборудования на площадках и в машзале;

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

– технологические карты на монтаж турбоустановки и другого теплотехнического 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 машинном 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 препятствовали монтажу турбоагрегата, трубопроводов и другого тепломеханического оборудования.

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

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

Все монтажные работы должны вестись с оформлением необходимых документов, журналов монтажных работ, монтажных формуляров, актов. При этом (с привлечением в ряде случаев заказчика, представителей завода-изготовителя, строителей) фиксируют начало и окончание монтажных работ, дефекты оборудования, выявившиеся в процессе монтажа, меры по их устранению, взаимное положение элементов смонтированной турбоустановки, результаты испытания и проверки оборудования. Составляются акты приемки фундамента, смонтированного оборудования и трубопроводов.

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, противопожарным 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 правильности 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 объединениями "Харьковский турбинный завод" и "Калужский турбинный завод", а на закладные плиты устанавливаются рамы турбин объединений "Турбомоторный завод" (г. Екатеринбург) и "Металлический завод" (г.СанктПетербург).

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

В целях облегчения производства этих работ рекомендуется во время бетонирования 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 требуемой точностью. После затвердевания бетона и удаления плиток места под подкладки и парные клинья не требуют дополнительной обработки.

В случае подготовки затвердевшего фундамента производится вырубка неровностей бетона зубилом с последующей притиркой посадочных мест. Обработанные места под постоянные подкладки должны располагаться горизонтально с уклоном не более 0,5/1000 мм. Длина и ширина обрабатываемых 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 фундамента 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. Произвести установку закладных плит с требуемой точностью можно при помощи специальных вспомогательных рам. На вспомогательной раме (рис. 277) в соответствии с чертежом размещают и закрепляют болтами закладные плиты. Необходимый уклон устанавливают при помощи подкладок 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 высотные 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 закладных плит. При обстукивании молотком плита не должна издавать дребезжащий 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, конденсатор 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 производиться на монтаже.

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

В связи с этим «Турбомоторный завод» вынуждает поставлять конденсаторы для турбин мощностью до 250 МВТ в виде секций с установленными 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 узлов, деталей и трубок, то за 2-3 мес. до начала монтажа турбины необходимо начать сборку корпуса конденсатора. В зависимости от степени готовности фундамента турбоагрегата выбирают место и способ сборки корпуса. 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 низкого 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 последовательного переноса ветвей стропов через балки верхней части фундамента. Перед сборкой корпусов конденсаторов необходимо с узлов корпуса убрать временные заглушки, листы и связки, устанавливаемые на заводе-изготовителе для придания необходимой при транспортировке жесткости и для защиты узлов от загрязнений. Выправляются вмятины, очищаются 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 обварка стыкуемых деталей. Качество сварки корпуса проверяется гидроиспытанием или мелокеросиновой пробой.

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

Возросшее загрязнение циркуляционной воды и более широкое применение оборотной системы водоснабжения привели к снижению использования латунных трубок в конденсаторах турбин. Вместо них стали применяться 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 закрытом помещении при температуре не ниже + 5 °С. Только соблюдение этих условий позволяет получать требуемую плотность вальцованных соединений.

Установка и вальцовка трубок на монтаже выполняется теми же способами, что и в заводских условиях. Исключение составляют методы электрогидравлической вальцовки и вальцовки при помощи взрыва, применение которых в монтажных условиях потребовало бы наличия специально оборудованных стендов. На монтаже применяют следующие инструменты и приспособления: направляющие конусы и механические толкатели, используемые при установке трубок; приспособления для зачистки и подрезки 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 большая работа по совершенствованию конструкции, технологии изготовления конденсационных устройств и их поставки в целях ликвидации на монтаже трудоемких работ по установке трубок.

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 конденсатора с турбиной. Перед приваркой необходимо установить конденсатор таким 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 перекосов. Приварка конденсатора производится так, чтобы избежать деформации цилиндра. После окончания приварки под пружинные опоры следует установить мерные прокладки (рис. 279) и ослабить отжимные болты.

1 - корпус конденсатора; 2 - пружина; 3 - установочный болт; 4 - рама; 5 - мерная прокладка; 6 - стакан

3. ТИПОВОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС МОНТАЖА

ТУРБИНЫ

Монтаж должен быть произведен таким образом, чтобы в смонтированном 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 турбины 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 рассматривается) или нагнетателя (для газовых приводных турбин) и вспомогательного оборудования.

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

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 взаимного положения его частей, которое было достигнуто при стендовой сборке на заводе и зафиксировано в формуляре турбины. Выполнение этого условия позволяет сохранить неизменность положения деталей проточной части, устанавливаемых в цилиндре, и обеспечить плотное прилегание соответствующих поверхностей горизонтального и вертикального разъемов цилиндра. Обычно сборку цилиндра ведут вне фундамента на шпальной выкладке и временных опорных конструкциях. В этом случае последовательность 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 соединяемых 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 делают в связи с тем, что окончательная сборка разъемов производится с нанесением 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 вертикальный разъем. Вначале затягивают шпильку у горизонтального разъема, затем 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 горизонтальному 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 цилиндров непосредственно на фундаменте. Сборку цилиндра на фундаменте начинают после заводки в проем конденсатора.

При сборке цилиндра на фундаменте для контроля взаимного положения частей иногда применяют оптическую трубу. При ее помощи производят измерение высотных отметок фланца горизонтального разъема, которые должны соответствовать замерам, произведенным на стенде завода и зафиксированным в формуляре.

Сборка цилиндров низкого и среднего давления, имеющих одну выхлопную часть (рис. 280), заключается в присоединении передней и средней частей в сборе к выхлопной части, заранее установленной и выверенной на фундаменте. При этом должны быть обеспечены соблюдение требований заводского формуляра и необходимая плотность сопряжения вертикального разъема. Перед окончательным соединением на плоскость разъема необходимо нанести мастику.

Сборка цилиндров с двумя выхлопными частями производится следующим образом. Вначале передняя и задняя выхлопные части устанавливаются на фундамент таким образом, чтобы между ними свободно прохоРис. 280. Сборка цилиндра турбины, имеющего одну выхлопную часть:

1 – передняя и средняя части цилиндра; 2 – выхлопная часть 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 удается 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 положение и состояние вертикального разъема, затем вертикальный разъем разбалчивается и выполняется аналогичное присоединение к задней выхлопной части. После этого наносится мастика, устанавливаются контрольные штифты или призонные болты и производится окончательная сборка цилиндра. Затем разбалчивается горизонтальный разъем, снимается верхняя половина цилиндра, а с нижней можно вести дальнейшие монтажные работы.

3.3. Установка и выверка корпусов цилиндров и подшипников После проведения сборки частей цилиндра низкого давления, проверки 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 заводеизготовителе, и получены результаты близкие к формулярным. Обычно цилиндр низкого давления является базовым, т.е. положение его в процессе монтажных работ будет оставаться неизменным и все остальные цилиндры 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 низкого 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 проверки сопряжений поверхностей корпусов и фундаментных рам и их шпоночных соединений, проверяют состояние и зазоры в соединениях лап цилиндров и консольных (поперечных) шпонок, а также зазоры в вертикальных шпоночных соединениях.

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

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

Перед установкой вкладышей, упорных и установочных колодок необходимо 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 совпадение с отверстиями для подвода масла в корпусах подшипников. Щуп толщиной 0,04 мм не должен проходить в стыке между колодками и пазами вкладыша, а между колодкой и расточкой корпуса подшипника щуп толщиной 0,04 мм не должен проходить на глубину более 20-25 мм. Производится проверка сопрягаемых сферических поверхностей обоймы и опорно-упорного вкладыша.

Проверку производят по краске. Следы контакта должны занимать 85 % соприкасающихся поверхностей. Для сравнения с данными, занесенными в формуляр, производят измерения равнотолщинности рабочих и установочных колодок. Измерения производят с помощью индикатора часового типа или микрометра. Допускаемое отклонение толщины не более 0,02 мм. Затем вкладыши устанавливаются в корпусе подшипников, укладываются 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 измерение 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 рабочем направлении, отжимая его до упора вначале в рабочие колодки, затем в установочные. После разборки подшипника осматривают упорные колодки. 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 величины 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 необходимо уменьшить разбег, следует заменить имеющееся кольцо на более толстое, так как установка дополнительных колец запрещается. При изготовлении 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 повреждений. Отдельной ревизии подвергается автомат безопасности, прикрепленный к ротору высокого давления. Следует произвести разборку и промывку бойков и колец автомата безопасности. После укладки роторов на вкладыши подшипников следует произвести проверку радиального и торцевого боя его частей. Проверку производят согласно требованиям формуляра. Обязательной проверке подвергаются торцевые биения упорного диска ротора, радиальные и торцевые биения фланцев полумуфт, радиальные 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 формуляре 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 заводе. 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 роторов по полумуфтам вновь проверяют центровку по контрольным расточкам и сравнивают с указанными в формуляре. Производят замеры уклонов шеек роторов. Затем окончательно проверяют прилегание лап цилиндров к консольным (поперечным) шпонкам и вертикальные шпоночные соединения.

После завершения проверки положения корпусов цилиндров и подшипников и проведения проверки центровки роторов по расточкам и полумуфтам 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. Замеры производят по четырем углам в целях определения уклонов и перекосов поверхностей подкладки. После этого в соответствии с замерами изготовляют подкладки с допуском +0,05 мм для пригонки по месту.

Несколько проще производится пригонка парных клиньев с плоскими подкладками (рис. 282). Высота парной клиновой подкладки при перемещении 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 фундамента, на которой устанавливается подкладка с парными клиньями, и нижняя поверхность фундаментной рамы не параллельны, то необходимо развернуть один клин относительно другого на требуемый угол (рис. 282). Найденное положение клиньев фиксируется сваркой.