1Билет 1)1.Обеспечение бесперебойного энергоснабжения; 2.Поддержание нормального качества отпускаемой энергии; 3.Выполнение графиков электрической и тепловой нагрузок; 4.Обеспечение максимальной экономичности работы энергопредприятия; 5.Защита окружающей среды и людей от вредного влияния производства. Для соблюдения всех этих требований и безопасной работы оборудования на электростанциях на каждую турбину составляется «Местная инструкция по обслуживанию оборудования». Она составляется на основании (ПТЭ), (ПТБ), инструкции завода изготовителя, с учетом конструктивных особенностей, состояния оборудования и местных условий эксплуатации. Местная инструкция вкл.: 1.Техническая характеристика турбины; 2.Подготовка турбины к пуску; 3.Пуск; 4.Условия, при которых турбина должны быть немедленно остановлена; 5.Условия, при которых эксплуатация турбины запрещается; 6.Нагружение турбины;7.Обслуживание работающей турбины; 8.Нормальный останов; 9.Главнейшие мероприятия по технике безопасности и ПБ мероприятия; 10.Обязанности, ответственность и права обслуживающего персонала. Инструкция должна быть подписана её составителем и начальником турбинного цеха и утверждена главным инженером электростанции.---Подготовка экспл.персонала: 1.Изучение ПТЭ и инструкций; 2.Прохождение техминимума (проводится в виде занятий ин­женерным персоналом станции; изучаются основы термодинамики, теории турбомашин, насосов и др.); 3.Стажировка на рабочем месте. Она является обязательной для всего персонала цеха. Стажировка на любую должность начинается с изучения всех рабочих мест подчиненного персонала, а затем на своем рабочем месте. 4.Экзамен. В результате экзамена каждому работнику выдается удостоверение, куда заносятся результаты экзамена и дата; 5.Испытательный срок.

2) При ремонте деаэратора проверяют состояние тарелок, очищают их от солей, выравнивают, при необходимости заменяют. Отверстия в тарелках проверяют калибрами. Проверяют крепление тарелок к корпусу, исправность барботёров. Внутреннюю поверхность бака-аккумулятора и деаэраторной колонки очищают металлическими щетками от накипи и продуктов коррозии. Проверяют состояние водоуказательных стёкол, контрольно-измерительных приборов, регуляторов и арматуры. Разбирают предохранительные клапаны, проверяют плотность прилегания клапана к седлу, очищают и проверяют поплавковые регуляторы уровня, перелива, очищают камеры. Плотность поплавка проверяют, погружая его на 10 мин. в воду. После ремонта деаэраторную установку испытывают вместе с трубопроводом и арматурой. Предохранительные клапаны при испытании заклинивают. Пробное гидравлическое давления создаётся ручным насосом. Атмосферные деаэраторы проверяют давлением в две атмосферы. Деаэраторы среднего и повышенного давления (при рабочем давлении 5 кгс/см²) - давлением равным 1,5 рабочего, при давлении в деаэраторе больше 5 кгс/см² - 1,25 рабочего, но не менее чем кгс/см' Поддерживают это давление 5-10 мин. Утечки устраняют.

2Билет 1) Перед выводом в ремонт ПВД проверяют неплотности арматуры и фланцевых соединеиий. неисправности защитных устройств и регуляторов уровня. Проверяют также нагрев воды -в подогревателе и падение давления пара от места отбора в турбине до подогревателя к сравнивают эти значения с нормативными. После вскрытия ПВД определяются неисправности трубной системы и корпуса подогревателя. Причиной недогрева воды может быть загрязнение трубной системы солями. Неисправностями трубной системы ПВД может быть коррозия, эрозия, повреждение сварных соединений змеевиков с коллекторными и раздающими трубами. Наибольшее повреждение бывает на длине до 250 мм входных участков змеевиков. Трубки с утончением стеной: больше 1 мм - заменяют. Проверяют состояние сварных швов. Трещины и эрозионные размывы корпуса заваривают. После сборки ПВД проводят гидравлические испытания водяного и порового пространства. Для этого при закрытой арматуре подогреватель заполняют водой от временных линий.

Основные повреждения ПНД - это неплотности вальцовочных соединений, а также протечки в самих трубках. Состояние трубной системы проверяют опрессовкой, после останова турбины npи снижении вакуума до «0» при работающих конденсатных насосах. Закрывают задвижку слива. Основного конденсата в деаэратор и следят за скоростью повышения уровня конденсата подогревателе в течение 15-20 мин. Если уровень воды в водомерном стекле поднимается скоростью 1 см в минуту и более, то трубную систему необходимо ремонтировать.

2) Пуск турбины из холодного состояния: Пуски и остановы наиболее ответственные этапы работы турбины, так как они связаны со значитель­ным изменением механического и термического состояния элементов турбины. Поэтому от правильного проведения режимов пуска и останова зависит надежность и долговечность агрегата. При пуске и нагру- жении возникают напряжения во всех деталях турбины (диафрагмах, дисках, лопатках, корпуса турбины и на валу), паропроводах, клапанах, а так же появляется осевое усилие, действующие на упорный под­шипник. Длительность пусковых операций для каждого типа турбин определяется путем эксперимен­тальных и теоретических исследований. Процесс пуска турбины можно разделить на-3 этапа:

Подготовка к пуску: 1.Осмотр всего основного и вспомогательного оборудования т/а; 2.Проверка наличия контрольно-измерительной аппаратуры; 3.Проверка действия средств сигнализации и связи рабочих мест.

4.Проверка состояния и положения арматуры; 5.Запись показаний приборов, контролирующих пуск: тепловых расширений цилиндров, относи­тельных удлинений роторов и температур металла в контрольных точках; 6 Проверка готовности генератора к пуску и заполнение его водородом; 7.Смазка узлов, не имеющих централизованной смазки; 8 Подготовка к пуску маслосистемы. 9.Опробование блокировок и защит клапанов РОУ и БРОУ.Подготовка и включение ВПУ; 10.Подготовка и пуск конденсационной установки; 11.Подготовка и пуск эжекторов; 12 Подача пара на концевые уплотнения; 13.Включение в работу деаэратора.

Толчок ротора - это первоначальный впуск пара в конденсационную гоняется от оборотов, создаваемых ВПУ до 300 - 500 об/мин, после чего ВПУ откл.

3Билет 1) 1.Пуск турбины типа «Р» проще, чем конденсационных, так как у них нет конденсатора, ПНД, других элементов. Турбина одноцилиндровая, имеет не­большое число ступеней. Однако, при пуске турбин с противодавлением необходимо строго соблюдать скорости прогрева т.к., если в конденсационных турбинах давление в корпусе при пуске вакуумметрическое, то в противодавленческих турбинах давление в корпусе выше атмосферного. Поэтому разность температур между паром и металлом выше, чем при пуске конденсационных турбин. Эти турбины приходится прогревать паром из общестанционного коллектора с высокой температурой. Для более безопасного пуска этих турбин разработана специальная технология. При прогреве турбины острым паром возникает сильный разогрев выхлопного патрубка и предельное значение относительного удлинения ротора. В новой технологии пуск производится с противоточным прогревом турбины при работе генератора в моторном режиме. При таком прогреве температурное состояние турбины ближе к рабочему. 2.Турбины с регулируемыми отборами пускается как чисто конденсационные с выключенными регуляторами отборов. При этом регулирующие клапаны ЧВД и ЧНД открыты полностью. Для нормальной вентиляции турбины нужно поддерживать перепад давлений между входом пара в турбину и конденсатором. При нагрузке, обеспечивающей вентиляционный пропуск пара в конденсатор, можно включить регулируемые отборы. Открыть отбор можно при давлении в камере отбора выше атмосферного, т. к., если открыть отбор раньше, появятся присосы воздуха и невозможно равномерно прогреть турбину.

2) При ремонте конденсаторов проверяют плотность гидравлической системы и плотность парового пространства. Основная неисправность конденсатора - это неплотность гидравлической системы: Плотность парового пространства проверяют перед ремонтом с помощью галоидного течеискателя.Если протечки появляются в трубках, то трубки можно заглушать деревянными пробками до 10 - 15 % от общего количества трубок. При замене новые трубки подвергаются отжигу, так как латунные трубки в процессе изготовления имеют внутренние напряжения, что может привести к их растрескиванию. Плотность вакуумной системы выявляется опрессовкои, т.е. вакуумная система заливается водой до концевых уплотнений турбины. Предварительно между опорной рамой конденсатора и фундаментом устанавливают металлические подпорки. Вода подаётся от соседних насосов через байпасы. Отдельно производится опрессовка конденсатных насосов. У эжекторов проверяют состояние сопл, диффузоров и холодильников.

4Билет1)Особенности пуска блока состоят в одновременном пуске котла и турбины и их вспомогательного оборудования, причем, пусковые операции всех этих элементов связаны между собой. Иногда условия безопасного пуска котла про­тиворечат условиям безопасного пуска турбины. Пуск блока усложняется тем, что растопочная паровая нагрузка котла значительно выше расхода пара, необ­ходимого для прогрева турбины. Время пуска котла составляет 3-5 часов. Время пуска турбины 5-9 часов. Поэтому блок длительное время работает со сбросом пара помимо турбины в конденсатор. Это вызывает тепловые потери. Совместные пуски котла и турбины требуют особых технологических схем и приемов пуска. По способу байпасирования парового потока применяют два типа пусковых схем: Однобайпасная - схему применяют в тех блоках, в которых вторичный паропе­регреватель в котле расположен в зоне умеренных температур. Двухбайпасная: применяют в тех случаях, когда вторичный пароперегреватель расположен в зоне высоких температур и при пуске требует охлаждения.

2) Рабочее место при замене (перезаливке) баббита вкладыша подшипника должна иметь площадь не менее 10 м² с бетонным полом и должно быть оснащено: формой, изготовленной по конфигурации вкладыша; ковшом для расплава и заливки баббита, имеющего емкость, достаточную для обеспечения полной и непрерывной заливки вкладыша; средствами нагрева (кислородно-ацетиленовые горелки, паяльные лампы); приборами для измерения температуры расплава и тела вкладыша; средствами пожаротушения (пенные огнетушители и песок); средствами защиты (брезентовый фартук, асбестовые рукавицы, защитные очки, головной убор, ботинки). Для заливки вкладышей подшипников паровых турбин применяются высокооловянистый баббит марки Б-83, который представляет собой сплав на основе олова с добавлением сурьмы и меди. Баббит Б-83 имеет состав: сурьма, медь, олово. Физические свойства баббита Б-83: температура начала и конца затвердевания - 370 и 240 °С. Качестве-баббитовой заливки контролируется по цвету_баббита и по звуку, при обстукивании поверхности заливки. Цвет заливки должен быть серебристым, ровным и матовым. Соломенный цвет баббита свидетельствует о его перегреве. При шабрении стружка, снимаемая шабером, должна быть вязкой. Ломкая сыпучая стружка является показателем низкого качества заливки и в этом, случае заливка вкладыша повторяется.

5Билет 1) Пуск при полном давлении пара за котлом. Парозапорные органы между котлом и турбиной закрыты, а клапаны БРОУ открыты. В турбине создается пусковой вакуум и производится растопка котла. После появления пара избыточного давления производится прогрев паропрово­дов ГПЗ (главная паровая задвижка) и стопорного клапана при включенном байпасе ГПЗ и закрытых регулирующих клапанов. Байпас ГПЗ служит для прогрева ГПЗ с двух сторон и уменьшения пере­пада давления на неё, чтобы ГПЗ легче было открыть. При прогреве паропроводов пар через БРОУ сбрасывается в конденсатор, производится прогрев турбины. Ротор турбины все это время вращается ВПУ. При достижении в котле полного давления пара производится толчок ротора паром. Полное давление - это минимальное давление, при котором котел работает устойчиво. Затем производится прогрев турбины, подъем оборотов до рабочих и включение генератора в сеть. При наборе числа оборотов постепенно закры­вают клапаны БРОУ, дальнейшие увеличение нагрузки производят за счет увеличения паропроизводительности котла.Пуск на скользящих параметрах пара.

Пуск турбины совмещается с растопкой котла. Перед пуском после начального про­грева трубопроводов полностью открывают все парозапорные клапаны между котлом и турби­ной. При достижении в котле избыточного давления пара ротор в турбине начинает вращаться паром. БРОУ закрывают после первоначального прогрева трубопроводов. Постепенно происходит прогрев турбины паром невысокой температуры. После достижения рабочего числа оборотов турбины, генератор включают в сеть, котел при этом еще не достиг номиналь­ных параметров.

Дальнейшее увеличение нагрузки сопровождается увеличе­нием параметров пара в котле. Преимущества пуска на скользящ.параметрах:

1)Пуск производится быстрее, так как котел и турбина запускаются одновре­менно.

2)Меньше потери тепла, так как почти нет сброса пара через БРОУ в конденсатор.

3)Турбина прогревается паром более низких параметров.

4)Котел запускается медленней, в более благоприятных условиях.

5)Удлиняется срок службы паропроводов и арматуры

2) Ремонт системы регулирования Перед ремонтом производится проверка работы системы регулирования по специальной программе. Выявляют неисправности, составляют их перечень. Разборку системы регулирования и её узлов производятся аккуратно и осторожно. Все однотипные и близкие по форме детали должны иметь маркировку, определяющую место их установки, остальные детали должны иметь метки, г определяющие их сборочное положение. Все детали очищают, промывают внутренние полости, продувают сжатым воздухом. Детали, работающие в масляной среде, омывают керосином. Дефекты устраняют шлифовкой и притиркой.

В водяной системе регулирования при большой эрозии и коррозии повреждённые детали заменяют. Обязательно контролируют посадку сёдел клапанов обстукиванием. Масляные поверхности уплотняют картоном или прессшпаном смазанным шеллачным или бакелитовым лаком. Для водяной применяют медь и фторопласт. При пуске турбины в работу производят испытание всей системы регулирования и защиты.

6Билет 1)Пуск блока с прямоточным котлом:

В блоках со сверхкритическими параметрами, применяются только прямоточные котлы, так как при этих параметрах, естественная циркуляция воды невозможна. Прямоточные котлы из холодного состояния пускаются быстрее, чем барабан­ные. Растопочная паровая нагрузка их составляет примерно 30% от номинальной, что примерно в два раза больше чем у барабанных. Поэтому, если пользо­ваться при пуске методом байпасирования парового потока, то потери тепла при пуске будут гораздо больше. Для сокращения потерь тепла и ускорения пуска в пуско­вые схемы блоков с прямоточными котлами встраивают сепараторы, с помощью которых можно осуществить пуск на скользящих параметрах пара. Сепараторы могут быть встроенными в котел или выносными.

2)Неисправности сар:

1)Повышение частоты вращения, выше уровня настройки автомата безопасности после сброса нагрузки.

2)Невозможность удерживания холостого хода при пуске турбины при открытии стопорных клапанов.

3)Низкое быстродействие системы регулирования

4)Качания системы регулирования.

5)Высокочастотные пульсации системы.

6)Невозможность полностью нагрузить или разгрузить турбину.

Дефекты САР иногда выявить очень трудно и наладка системы требует проведения испытаний и измерений по специальной технологии. Такими работами занимаются спец. организации.

7Билет 1) Пуск из неостывшего и горячего состояния: Технология пуска блока зависит от исходного теплового состояния его основ­ных элементов, то есть котла, паропроводов и турбины. Быстрее всего остывает котел: 6-9 часов; медленнее - паропроводы промперегрева 1-1,5 суток. Па­ропроводы свежего пара остывают 2-3 суток. Турбина остывает 5-6 суток. Та­ким образом, при разной продолжительности простоя блока его различные элементы имеют разную температуру, что должно учитываться при разработке графиков пуска блока из неостывшего и горячего состояния. Неостывшим - называют такое состояние блока, когда температура паропрово­дов и турбины выше 150⁰С. Горячим - называют такое состояние блока, когда давление в котле сохраняется близким к номинальному (после аварийного останова). Эта классификация является условной и для каждого типа блоков разрабатывается своя методика пуска из этих состояний. Пуск неостывшего блока осуществляется при соблю­дении следующих условий:1. Температура свежего пара и после промперегрева должна быть не мене чем на 50⁰С выше температуры наиболее прогретых элементов ЦВД и ЦСД.2. На уплотнения ЦВД и ЦСД нужно подавать пар с температурой 300-320⁰С 3. Прогрев перепускных труб высокого давления нужно осуществлять подачей в турбину пара через байпас ГПЗ при полностью открытых регулирующих клапанах и при вращении ротора со скоростью примерно 500об/мин. Пуск из горячего состояния производится аналогично, но без предварительного прогрева тракта промперегрева и перепускных труб высокого давления.

2)Ремонт подшипников: Наиболее частые неисправности подшипников - это повреждение баббитовой заливки! При ремонте с подшипника снимают крышку, осматривают его поверхность. Если на поверхн крышки или на верхней центровочной колодке есть следы наклёпа (удара) следовательно, у вкладыша недостаточен. Замеряют боковые и верхние зазоры по маслоотбойным кольцам. Очищают и осматривают плоскости горизонтального разъёма крышки и стула подшипника, проверяют натяг с крышкой (с_помощью колиброваных пластин и проволоки). Зазоры зависят от конструкции подшипника и размера вкладыша (0,15-0,3 мм). Снимают верхнюю половину вкладыша. определяют зазор во вкладыше. Очищают и осматривают раз маслопроводящие и маслосливные каналы вкладыша. Проверяют состояние баббитовой заливки плотность прилегание баббита к вкладышу обстукиванием. Если повреждение баббита занимает не больше 10% площади половины вкладыша, повреждённые места вырубают и заплавляют баббит. При большом повреждении и при отставании баббита производят его перезаливку. При ремонте упорного подшипника до его разборки проверяют индикатором разбег ротора. Биение упорного диска проверяют двумя индикаторами. Следы натиров от упорного диска должны занимать не более 20-25%. поверхности колодки.

8Билет 1) Остывание цилиндра турбины происходит неравномерно, нижняя часть остывает быстрее, чем верхняя, этому способствуют следующие факторы:

1.Нижняя половина цилиндра имеет дополнительную отдачу тепла через опорные лапы и трубопроводы отборов, дренажей, отсосов из уплотнений.

2.Вокруг горячего цилиндра образуются естественные воздушные потоки, так как нагретый воздух поднимается вверх, а на его место из машинного зала по­ступает холодный воздух (к низу цилиндра).

3.В результате неоднократных пусков и остановов, а так же вследствие вибра­ции, в слое тепловой изоляции могут появиться трещины; кроме того, изоля­ция нижней части отстает от металла. В трещины попадает воздух и отводит тепло от нижней части. Поэтому нижняя часть цилиндра всегда остывает быстрее верхней и, следова­тельно, верхняя часть имеет большие линейные размеры и деформируется вы­пуклостью вверх. Разность температур верха и низа равная 10⁰С приводит к прогибу оси корпуса примерно на 0,1 мм. Для того, чтобы иметь возможность запускать турбину через любое время после останова, нужно не допускать возрастания разности температур верха и низа выше допустимого предела. Для этого применяют усиление изоляции низа цилиндра, а также специальный обогрев низа. Кроме того, применяют быстроходные ВПУ.

2) Регенерация масла это восстановление первоначальных свойств масла, бывшего в употреблении. Это позволяет вернуть для повторного использования 50-54% масла.

Методы регенерации делятся на: физические, химические и физико-химические.

Физический: Отстой, фильтрация, сепарация. Отстой производится в баке - отстойнике с коническим днищем. Сепарация – это отделение взвешенных частиц и воды с помощью центробежных сил. Фильтрация –это продавливание масла с помощью фильтра - пресса с маслонасосом через фильтровальную бумагу, картон, войлок.

Физико-химические: К этим методам относятся методы, при которых частично меняется состав обрабатываемого масла. Наиболее распространенные – очистка адсорбентами и промывка масла горячим конденсатом. Адсорбция – явление поглощения растворенных в масле веществ твердыми высокопористыми материалами (адсорбентами). Удаляются из масла органические и низкомолекулярные кислоты, смолы и другие, растворенные в нем примеси. Промывка конденсатом – применяется при увеличении кислотного числа масла и появления в нем низкомолекулярных водорастворимых кислот. Конденсат подогревают до температуры (70-80) ⁰С.

Химические: К этим методам относятся очистка масла различными химическими реагентами (серной кислотой, щелочами). Восстанавливают масло, которое претерпело в процессе эксплуатации значительные химические изменения.

Обработка щелочами применяется только тогда, когда другие методы оказываются недостаточными. Щелочь применяется для нейтрализации в маслах органических кислот, остатков свободной серной кислоты (при обработке масла кислотой, удаление эфиров и других соединений, которые при взаимодействии с щелочью образуют соли, переходя в водный раствор. Применение присадок – является наиболее современным и эффективным методом сохранения физико-химических свойств. Присадками называют высокоактивные химические соединения, добавляемые в масло в незначительном количестве. Антиокислительная – присадка, стабилизирующая кислотное число масла. Антикоррозионные – применяются с целью защиты материалов от действия кислот, содержащихся в свежем масле, а так же продуктов окисления масла. Эта присадка образует окислительную пленку на металлах.

9Билет 1) Аварийный останов со срывом вакуума: Срыв вакуума производится подачей воздуха в конденсатор через специальный клапан. Цель срыва вакуума: уменьшение времени выбега ротора за счет увели­чения потерь на трение и вентиляцию. При подаче воздуха в конденсатор увеличивается тормозящий момент и время останова ротора сокращается более, чем в 2 раза. Однако подача холодного воздуха вызывает резкое охлаждение ротора и внутренней поверхности цилин­дра, что для турбины высоких параметров нежелательно, поэтому такой останов применяется только тогда, когда вращение ротора может способствовать разви­тию аварии, то есть в следующих случаях: 1.при увеличении частоты вращения ротора турбины сверх 10-12 % нор­мальной . 2.при внезапном возникновении сильной вибрации турбины; 3.при появлении в проточной части ударов; 4.при появлении искрения из концевых уплотнений.5.при резком повышении температуры масла до 75⁰С или появлении дыма из подшипников турбины или генератора.

Аварийный останов без срыва вакуума: Аварийный останов турбины без срыва вакуума осуществляется в следующих случаях:1.При падении вакуума ниже допустимого значения.2.При разрыве атмосферных диафрагм цилиндра низкого давления.3.При появлении дыма из генератора или возбудителя.4.При появлении неустранимой течи масла или огнестойкой жидкости. 5.При перегрузке последней ступени турбины с противодавлением.

2) Проверка зазоров в проточной части и уплотнениях Измерение проводят в строго в определённом положении ротора. Осевое положение ротора контролируется по его установочному размеру, который определяется расстоянием между отбойным щитком или маслоотбойиым кольцом одного из подшипников и буртом на валу. Окружное положение выставляется по контрольным рискам (клеймам) на полумуфтах или на диске. Ротор поворачивают до совмещения риски с плоскостью горизонтального разъёма корпуса j цилиндра справа (по направлению на генератор). Замеры боковых зазоров в проточной части и уплотнениях турбины выполняются пластинчатыми и клиновыми щупами. Верхние и нижние зазоры диафрагм и надбандажных уплотнений определяют с помощью оттисков свинцовой проволоки.

10Билет 1) Основная задача при эксплуатации турбины – безопасность работы оборудования. Для выполнения этой задачи необходимо контролировать следующие показатели:

1. .давление и температуру свежего пара и пара промперегрева.

2. .температуру масла и вкладышей подшипников.

3. .вибрацию турбоагрегата. 4 давление масла в системе смазки.5давление масла в системе уплотнений генератора.6 уровень масла в баке. 7давление водорода в системе охлаждения генератора. 8 давление в контрольных ступенях турбины.

Вторая задача эксплутационного персонала - обеспечение экономичного режима работы оборудования. На современном оборудовании отклонение от оптимального режима, даже незначительное, при длительной работе приводит к значительным перерасходам топлива. Для обеспечения максимальной экономичности работы оборудование должно быть в хорошем техническом состоянии, автоматизировано на современном уровне, кроме того, необходимо поддерживать в допустимых пределах основные параметры работы турбины: 1 оптимальный вакуум в конденсаторе;2 заданную температуру питательной воды;3 минимальный недогрев питательной воды в регенеративных подогревателях;4 оптимальный режим работы деаэратора, сетевых подогревателей, испарителей;5 минимальное переохлаждение конденсата.

2) Комбинированный метод: Заключается в местном нагреве прогнувшегося участка вала по всей окружности вала и на всю глубину сечения. Одновременно с нагревом вал подвергают упругой деформации специальным нажимным устройством. Делается предварительный отжиг. Температура отжига на (75-100)°С выше рабочей, но не выше 600°С. Делают выдержку при этой температуре для углеродистых сталей 8 -НЮ часов, для легированных — 12 + 14 часов. После того, как биение будет постоянным 2^-3 часа, отжиг можно закончить. Остывание - 50 С/час при вращении ротора со скоростью 4-10 об/мин. Вал устанавливают выпуклостью вверх на балансировочном станке и покрывают графитовой смазкой, кроме мест замера биения. На вал наматывают асбестовый шнур в два слоя, а в месте прогиба наматывают катушку индукционного провода. Одновременно с нагревом создают механическое усилие на вал и выдерживают некоторое время. Замеряют биение, если необходимо* правку повторяют. Затем производят окончательный отжиг и медленное остывание. Этот метод не даёт остаточных напряжений в металле.

11Билет 1)Работа турбины на скользящем начальном давлении: При частичных нагрузках регулировать расход пара на турбину можно, снижая расход прикрытием регулирующих клапанов или снижая начальное давление пара при полностью открытых клапанах. Во втором случае получается экономия тепловой энергии за счет уменьшения потерь на дросселирование в клапанах турбины и потерь от парциального подвода пара. Одновременно снижается расход тепла в промежуточном пароперегревателе и расход энергии на привод питательного насоса. Кроме того, повышается срок службы главных паропроводов и арматуры. При использовании скользящего начального давления регулирующая ступень не работает с низкой парциальностью, следовательно, повышается надежность работы лопаточного аппарата. Улучшается работа парогенератора, так как при меньшем давлении увеличивается скорость пара в пароперегревателе, что увеличивает теплоотдачу от стенок к пару и уменьшает температуру стенок пароперегревателя.минусом работы турбины на СНД является улучшение работы турбоагрегата при увеличении нагрузки. При полностью открытых клапанах системы регулирования турбины не участвует в работе, следовательно, увеличивать нагрузку можно только форсировкой котла. Это снижает быстродействие регулирования примерно в 1,5-2,5 раза. Широкое распространение получила комбинированная схема регулирования нагрузки. В этом случае при нагрузке 75-100% расход пара регулируется при постоянном давлении перед турбиной путем прикрытия регулирующих клапанов (обычно двух). При снижении нагрузки ниже 75% расход уменьшают, снижая давление в котле при полностью открытых остальных клапанах.

2) Проверка зазоров в проточной части и уплотнениях Измерение проводят в строго в определённом положении ротора. Осевое положение ротора контролируется по его установочному размеру, который определяется расстоянием между отбойным щитком или маслоотбойиым кольцом одного из подшипников и буртом на валу. Окружное положение выставляется по контрольным рискам (клеймам) на полумуфтах или на диске. Ротор поворачивают до совмещения риски с плоскостью горизонтального разъёма корпуса j цилиндра справа (по направлению на генератор). Замеры боковых зазоров в проточной части и уплотнениях турбины выполняются пластинчатыми и клиновыми щупами. Верхние и нижние зазоры диафрагм и надбандажных уплотнений определяют с помощью оттисков свинцовой проволоки.

12Билет 1)Способы прохождения минимальных нагрузок: Глубокая разгрузка оборудования: этот метод прост в эксплуатации, так как не требует переделки оборудования. В этом случае пользуются стандартными приемами пуска. Турбина имеет рабочую частоту вращения, генератор включен в сеть и вырабатывает какую-то энергию, поэтому турбоагрегат является мобильным аварийным резервом. Технический минимум нагрузки для турбины неблочного типа составляет 5-10% от номинальной нагрузки. Для блоков на газе или на мазуте этот минимум равен 30-40%. Для блоков на твердом топливе 60-70%. Однако в области минимальных нагрузок оборудование работает нестабильно (у котлов возможно погасание факела, с трудом поддерживается заданная температура пара, у турбины возможно ухудшение вакуума и ухудшение работы средств автоматики и приборов контроля), поэтому доходить до технического минимума нагрузки не рекомендуется. Остановочно-пусковой режим: при этом режиме на время провала нагрузки оборудование полностью останавливают. Расходы топлива на операции пуска и останова выше, чем при режиме глубокой разгрузки, но при длительных простоях этот режим экономичнее. Недостатки его: большая поврежденность оборудования, снижение надежности энергосистемы, так как оборудование не является горячим вращающимся резервом и малая скорость нагружения. Чаще всего в оперативно-пусковом режиме работают агрегаты малой мощности.

Режим горячего вращающегося резерва: турбина разгружается до холостого хода, генератор отключается от сети и турбина переводится на пониженную частоту вращения – ниже критической и примерно равную 900-1000 оборотов в минуту. Для поддержания вращения используют пар. Агрегат при этом представляет собой горячий вращающийся резерв с достаточно высоким температурным уровнем.

Моторный режим: моторным режимом называется работа турбоагрегата при закрытых стопорных и регулирующих клапанах, то есть без пропуска пара через турбину и включенном в сеть генераторе. В этом случае генератор вращает ротор турбины с синхронной частотой (частотой сети), потребляя из сети активную мощность для преодоления механических и вентиляционных потерь турбины и генератора. Этот режим автоматически возникает при закрытии стопорного клапана. Обычно он считается недопустимым, так как при отсутствии протока пара через турбину, потери на вентиляцию могут чрезмерно разогреть цилиндр турбины и привести к серьезным повреждениям в проточной части. При правильной организации охлаждения проточной части, турбина может длительно работать в моторном режиме. Для охлаждения турбины подают пар обычно от «хвоста» к «голове» турбины.

2) Механическая правка вала ротора производится ударами по валу стальным чеканом. Вал укладывают выпуклостью вниз на опоры и ударяют по краям прогиба. При этом методе повреждается поверхность металла и в металле остаются-напряжения, поэтому при работе в турбине кривизна может вернуться под действием высокой температуры. Его применяют для правки вала генератора или валов турбины работающих при низких параметрах пара. Термический: Заключается в местном нагреве выпуклого участка вала на небольшую глубину. Вначале прогиб увеличивается, затем за счёт сопротивления холодной части вала в верхнем слое возникает усилия сжатия. Он применяется для валов из углеродистой и низколегированной стали работающих при низких температурах. Комбинированный метод: Заключается в местном нагреве прогнувшегося участка вала по всей окружности вала и на всю глубину сечения. Одновременно с нагревом вал подвергают упругой деформации специальным нажимным устройством.

13Билет 1) Вибрационное состояние турбоагрегата Повышенная вибрация в турбоагрегате возникает из-за дефектов при изготовлении, монтаже, ремонте и некачественной эксплуатации. Вибрация, даже в пределах нормы, может привести к аварии, так как последствия вибрации могут накапливаться и проявляться в различных формах. При повышении вибрации могут повреждаться лабиринтовые уплотнения, система охлаждения генератора, может возникнуть полусухое трение в подшипниках, усталостные трещины в роторе, ухудшается работа системы регулирования и приборов контроля. Вибрацию положено замерять при вводе турбоагрегата в эксплуатацию, перед выводом в капитальный ремонт и после него, а в условиях эксплуатации не реже одного раза в три месяца. Вибрация замеряется в трех направлениях: вертикальном, горизонтально-продольном и горизонтально-поперечном на подшипниках и на фундаменте. Основные причины, вызывающие вибрацию турбоагрегата:1. Динамическая неуравновешенность ротора (смещение центра тяжести). 2.Ослабление жесткости системы (нарушение крепления турбины, подшипников, трещины фундамента). 3. Нарушение центровки ротора (повышение перепада температур верха и низа цилиндра при пуске и останове, и небаланс ротора при ремонте). 4.Работа в области резонансных частот вращения. 5. Потеря устойчивости вала на масляной пленке.6. Появление возмущающих сил электромагнитного происхождения (нарушение электромагнитной симметрии генератора, витковые замыкания в роторе и т.д.).

2) Маятниковая проверка биения конца ротора При соединении полумуфт соседних роторов из-за неравномерности затяжки болтов появляется, биение переднего конца РВД. Маятниковая проверка производится с помощью специального приспособления, установленного на фланцах ЦВД, или, подвешивая передний конец РВД на стропе к подъёмному крану. Выкатывают нижнюю часть вклада подшипника Замеряют биение индикаторами установленными сверху и сбоку. Допустимое биение 0.1 - 0.15 мм. при большем биении нужно производить перезатяжку соединительных болтов и полумуфт. Если биение не устраняется, нужно производить шабрение торцов полумуфт. После шабровки снова замеряют биение.

14Билет 1) Контроль за вибрационным сост. турбоагрегата: Вибрацию положено замерять при вводе турбоагрегата в эксплуатацию, перед выводом в капитальный ремонт и после него, а в условиях эксплуатации не реже одного раза в три месяца. Вибрация замеряется в трех направлениях: вертикальном, горизонтально-продольном и горизонтально-поперечном на подшипниках и на фундаменте. Замеры производятся на рабочей частоте вращения и на критических. Если вибрация одного из подшипников в одном из трех направлений превышает норму, то все состояние агрегата считается неудовлетворительным. В современных крупных турбоагрегатах колебания подшипников могут быть в 10-15 раз меньше колебаний вала. Для этих турбоагрегатов необходимо экспериментально устанавливать зависимость между колебаниями валов и подшипников турбоустановки. Основные причины, вызывающие вибрацию турбоагрегата:1. Динамическая неуравновешенность ротора (смещение центра тяжести). 2. Ослабление жесткости системы (нарушение крепления турбины, подшипников, трещины фундамента). 3. Нарушение центровки ротора (повышение перепада температур верха и низа цилиндра при пуске и останове, и небаланс ротора при ремонте). 4. Работа в области резонансных частот вращения. 5. Потеря устойчивости вала на масляной пленке.6. Появление возмущающих сил электромагнитного происхождения (нарушение электромагнитной симметрии генератора, витковые замыкания в роторе и т.д.).

2) Цель балансировки: совместить центр тяжести ротора с геометрической осью. Задача: определение веса и места установки балансировочного груза. Существует 2 вида балансировки: 1.статическая; 2.динамическая. Виды небаланса: 1.статический; 2.статический и динамический; 3.чисто динамический. Статическую балансировку выполняют на станке на ножах-призмах путём покачивания вала. Статической балансировкой динамический небаланс ротора турбины в сборе устранить невозможно. Статической балансировкой можно балансировать только отдельные диски, роторы насосов и т.д. Ротор турбины балансируют только динамически. Динамическая балансировка роторов весом до 20 тонн. Роторы весом до 20 тонн производят на балансировочном станке. С помощью электродвигателя с ременной передачей ротор вращают в том же направлении, что и в турбине. Индикаторами замеряют вибрацию на подшипниках. Доводят обороты до 300 - 400 об/мин, сбрасывают ремень, и ротор вращается по инерции. При различных числах оборотов измеряют вибрацию. После определения вибрации начинают балансировку на подшипнике, дающем наибольшую вибрацию. Динамическая балансировка роторов весом более 20 тонн. Балансировка роторов весом,бол ее 20 тонн производится в собранной турбине на своих подшипниках. Ротор вращают генератором. Если нет возможности вращать ротор генератором, то его вращают паром, а балансировку производят через люки на крышках цилиндра.

15Билет 1)Солевой занос проточной части турбоустановки При прохождении пара через турбину из него могут выпадать твердые осадки и осаждаться в каналах сопл и лопаток. Из-за этого происходит перераспределение теплоперепадов по ступеням, и все ступени начинают работать в нерасчетном режиме. Из-за отложения солей суживаются каналы сопл и лопаток, увеличиваются перепады давлений на диски и диафрагмы. Из-за этого увеличиваются напряжения в диафрагмах, утечки через концевые, диафрагменные и бандажные уплотнения. Увеличиваются осевые усилия и утечки через разгрузочные отверстия дисков. Увеличивается нагрузка на упорный подшипник. При неизменном начальном давлении отложения солей приводят к уменьшению расхода пара и снижению мощности турбины. Кроме того, из-за больших напряжений в диафрагмах и перегрузки упорного подшипника приходится ограничивать нагрузку. Занос солями органов парораспределения может привести к зависанию стопорных и регулирующих клапанов, что приводит к разносу турбины. Причины солевого заноса:1. Чрезмерное напряжение зеркала испарения барабана котла. 2. Плохая работа сепарационных устройств котла. 3.Резкие наборы нагрузки. 4. Ухудшение водного режима (плохая работа ХВО, плохое качество вторичного пара испарителя, плохая работа конденсатоочистки, коррозия парового тракта, коррозия латунных трубок ПНД и конденсатора, первоначальное загрязнение пароводяного тракта).

2) Причины расцентровок: Центровка — представляет собой слесарно-сборочные операции для обеспечения правильного взаимного расположения ротора и совмещение геометрических осей роторов с осями своих подшипников и цилиндров. Расцентровка происходит во время работы из-за вибрации, коробления цилиндров, просадки фундамента, осевого сдвига ротора и т.д. При монтаже турбинного агрегата производиться центровка цилиндров, обойм, диафрагм, роторов. Центровка производится следующих видов: по уровню и струне, по расточкам под уплотнения, по муфтам.

16Билет 1) Солевой занос проточной части турбоустановки: При прохождении пара через турбину из него могут выпадать твердые осадки и осаждаться в каналах сопл и лопаток. Из-за этого происходит перераспределение теплоперепадов по ступеням, и все ступени начинают работать в нерасчетном режиме. Из-за отложения солей суживаются каналы сопл и лопаток, увеличиваются перепады давлений на диски и диафрагмы. Из-за этого увеличиваются напряжения в диафрагмах, утечки через концевые, диафрагменные и бандажные уплотнения. Увеличиваются осевые усилия и утечки через разгрузочные отверстия дисков. Увеличивается нагрузка на упорный подшипник. Приводит к значит.ухудш. КПД. Применяются следующие способы очистки проточной части от солей: 1.Механический при остановленной и вскрытой турбине. 2. Промывка горячей водой при вращении ротора турбины на валоповороте. 3. Промывка влажным паром турбины при отключении генератора от сети. 4.Промывка влажным паром под нагрузкой. Первый способ может быть применен на остановленной и вскрытой турбине. Сопла и лопатки очищаются скребками или щетками, наждачной бумагой. Может быть применена продувка каналов сопл и лопаток воздухом с тонким сухим песком или золой, промывка горячим конденсатом из брандспойта. Для удаления нерастворимых солей практикуется помещение диафрагм в ванны со слабым раствором кислот или щелочей. Второй способ применяют при текущих ремонтах. Промывают проточную часть горячим конденсатом, подаваемым в корпус турбины. Ротор должен вращаться валоповоротным устройством. Горячий конденсат заливается до расточек уплотнений. Недостатки: длительный останов, верхние половины диафрагм не промываются.

2) Балансировка роторов весом, более 20 тонн производится в собранной турбине на своих подшипниках. Ротор вращают генератором. Если нет возможности вращать ротор генератором, то его вращают паром, а балансировку производят через люки на крышках цилиндра. Для определения величины и места установки груза производят 3 пуска генератора до нормального числа оборотов. Замеряют амплитуду вибрации на подшипниках. Первый пуск производят без груза, ^-получают амплитуду вибрации ᵟ₁ Второй пуск производят с пробным грузом G1, установленным в произвольно выбранное отверстие 1, замеряют амплитуду вибрации ᵟ₂ Третий пуск производится с грузом G1, установленным в точку 2, отстоящую от точки 1 на угол 90° против направления вращения. Получают амплитуду вибрации ᵟ₃ . Амплитуды в масштабе представляют в виде радиусов. Желательно, чтобы R₁ был равным или кратным радиусу диска.

17Билет 1) Рациональное распределение нагрузок между работающими турбоагрегатами: Данная проблема возникает в тех случаях, когда оборудование станции загружено не полностью. Рациональное распределение нагрузки между работающими турбо агрегатами значительно влияет на экономичность работы станции, особенно когда на станции установлены различные типы турбоагрегатов. Наиболее экономичен режим работы турбоагрегатов при равенстве относительных приростов тепла турбоагрегатов. Относительный прирост тепла – это отношение прироста тепла при изменении нагрузки на единицу. Технико-экономическая характеристика турбоагрегата: N_i = G0 ∙ ΔH0 ∙ ηοι.В зимнее и летнее время ΔH0 разный, следовательно, характеристики будут отличаться в зимнем и летнем режиме работы. В практических технико-экономических расчетах рассматривают расход тепла на турбину по мощности «брутто» и по мощности «нетто».«Брутто» - это расход тепла на турбину без учета собственных нужд турбоагрегата по теплу и электроэнергии. «Нетто» - это расход тепла на турбоагрегат с учетом собственных нужд.

Если различные турбоагрегаты имеют разные относительные приросты то, в первую очередь, нужно загрузить те агрегаты, которые имеют меньшие относительные приросты. На участке 0-1 загружают первый агрегат, так как у него относительный прирост тепла меньше относительного прироста тепла второго агрегата. На втором участке опять первый, на третьем – второй. По данным испытаний, такое распределение нагрузки по сравнению с равномерным распределением мощности по агрегатам для конденсационных турбин дает экономию 0,2-0,6%, для турбин типа «Р» 1,4-1,8%. Для блочных установок распределение мощности между блоками нужно вести с учетом режимных характеристик котлоагрегата. Относительный прирост тепла блока определяется примерно как произведение относительных приростов котла и турбины.

2) Цель балансировки: совместить центр тяжести ротора с геометрической осью. Задача: определение веса и места установки балансировочного груза. Существует 2 вида балансировки: 1.статическая; 2.динамическая. Виды небаланса: 1.статический; 2.статический и динамический; 3.чисто динамический. Статическую балансировку выполняют на станке на ножах-призмах путём покачивания вала. Статической балансировкой динамический небаланс ротора турбины в сборе устранить невозможно. Статической балансировкой можно балансировать только отдельные диски, роторы насосов и т.д. Ротор турбины балансируют только динамически.