Новини освіти і науки:

G+

Тлумачний словник
Авто
Автоматизація
Архітектура
Астрономія
Аудит
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Винахідництво
Виробництво
Військова справа
Генетика
Географія
Геологія
Господарство
Держава
Дім
Екологія
Економетрика
Економіка
Електроніка
Журналістика та ЗМІ
Зв'язок
Іноземні мови
Інформатика
Історія
Комп'ютери
Креслення
Кулінарія
Культура
Лексикологія
Література
Логіка
Маркетинг
Математика
Машинобудування
Медицина
Менеджмент
Метали і Зварювання
Механіка
Мистецтво
Музика
Населення
Освіта
Охорона безпеки життя
Охорона Праці
Педагогіка
Політика
Право
Програмування
Промисловість
Психологія
Радіо
Регилия
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Технології
Торгівля
Туризм
Фізика
Фізіологія
Філософія
Фінанси
Хімія
Юриспунденкция

Динамічне балансування

Завданням динамічного балансування є визначення місця розташування і величини вантажів, які будучи прикріплені до балансованого ротора в площині поперечній його осі, викличуть в роторі додаткові відцентрові сили, рівні і протилежні по напряму відцентровим силам, які створюють незрівноваженість ротора.

Усі методи динамічного балансування можуть бути розділенні на два види, що засновані на обертанні балансованого ротора: 1) на спеціальних балансувальних верстатах з гнучкими опорами (коливальними, пружинними, маятниковими) при пониженому числі оборотів (150-300 об/хв); і 2) на своїх підшипниках в зібраному турбоагрегаті при робочому числі оборотів.

Балансування роторів на низькооборотних верстатах з використанням двох площин ротора для встановлення врівноважуючих вантажів дає задовільні результати при балансуванні жорстких роторів. Балансування гнучких роторів повинне проводитися у власних підшипниках при робочому числі оборотів, оскільки при малій швидкості обертання ще не виявляється гнучкість роторів.

Характер коливань гнучких роторів в порівнянні з характером коливань жорстких роторів має істотні відмінності. Щоб забезпечити проходження гнучким ротором критичної швидкості і досягти роботи без вібрації на нормальних оборотах необхідно балансувати такий ротор по спеціальній методиці в декількох площина (з врахуванням зміни форми пружної лінії) і проводити балансування за умов аналогічних експлуатаційним.

При балансуванні гнучких роторів на верстатах неможливо досягти вказаних умов і відсутня можливість визначити розподіл розбалансування вздовж осі ротора, тому балансування гнучкого ротора на знижених оборотах не забезпечує його балансування на робочих оборотах. Гнучкі ротори можуть балансуватись на верстатах лише для усунення значного розбалансування, коли балансування у власних підшипниках на робочих

оборотах без цього попереднього балансування може викликати неприпустиму вібрацію агрегату (після заміни на роторі генератора обмотки, клинів або бандажних кілець).

Перед розглядом питань динамічного балансування слід ще зупинитися на особливостях балансування на верстатах одноопорних роторів, таких як ротор високого тиску турбіни К-200-130. Для балансування таких роторів в якості другої опорної шийка слід використовувати будь-яке інше вільне місце поблизу кінця валу і лише у випадку, якщо це не можливо, виготовляється подовження валу з шийкою і півмуфтою. Довжина подовження, розміри півмуфти і шийки валу повинні відповідати розмірам прилеглої частини валу ротора середнього тиску. Крім того, перед приєднанням до ротора високого тиску подовження з насадженою півмуфтою повно пройти статичне балансування.

Після приєднання подовження необхідно індикаторами перевірити відсутність биття кінця валу з подовженням при його встановленні на підшипники верстата балансування. В останньому балансування одноопорного ротора проводиться методами, описаними нижче для двоопорних роторів.

Суть балансування на верстатах з гнучкими опорами полягає в тому, що в намічених площинах І і II, перпендикулярних осі обертання і розташованих на кінцях ротора (рис. 4), при обертанні виявляються а потім усуваються моменти відцентрових сил, які викликані неврівноваженими масами. Для цього балансований ротор встановлюється на одній гнучкій і одній жорсткій опорах. При обертанні відцентрові сили неврівноважених мас сторони ротора, що має одну степінь свободи і що повертається навколо жорсткої опори, передають динамічну дію на гнучку опору і викликають її коливання (вібрацію).

Виміри амплітуд коливань ротора в площині І виконують за допомогою таких простих вимірювальних приладів, як механічні індикатори, дають можливість з достатньою точністю визначити величину врівноважуючого вантажу і місце його розміщення в балансованій площині.

Рис. 4. Схема балансувального верстата 1 - ротор, 2 - підшипник (жорстка опора), 3 - пружини (гнучка опора) І і II балансувальні площини

Практично встановлення місця розміщення врівноважуючого вантажу проводиться по зміні амплітуди коливань, яка при певних швидкостях майже пропорційна величині розбалансування і є основним зовнішнім показником ступеня неврівноваженості, а величина врівноважуючого вантажу - по амплітуді коливань і вазі пробного вантажу. Площини І і II (площини корекції) як правило це перший і останній диски ротора, де заводами-виробниками проточуються спеціальні канавки (гнізда) у вигляді ласточкиного хвоста в які встановлюють врівноважуючі вантажі (рис. 5).

Рис. 5. Кріплення врівноважуючих вантажів 1 - гвинт, 2 - гніздо, 3 - болт

Після відбалансування однієї сторони ротора жорстка і гнучка опори міняються місцями і аналогічно першій стороні ведеться балансування другої сторони ротора.

Для підвищення чутливості верстата і точності вимірів балансування на верстатах при знижених обертах ведеться на резонансних режимах, які викликають максимальне збільшення амплітуд.

Позитивною стороною використання резонансних режимів є і те, що система верстата нечутлива до сторонніх вібрацій, частота яких відрізняється від прийнятих для балансування резонансних частот.

Амплітуда коливань опор залежить не лише від неврівноваженості ротора і режиму його роботи, але і від пружних властивостей опор. Підвищення гнучкості опор знижує власну частоту коливань станини верстата, що призводить до резонансних коливань при невеликому числі обертів ротора і дає інтенсивніше наростання амплітуди коливань. Звідси витікає, що шляхом підвищення гнучких властивостей опор можна підвищувати точність динамічного балансування ротора.

Балансування роторів в своїх підшипниках і в робочих умовах, особливо під навантаженням, є значно складнішим і трудомістким завданням ніж балансування на верстатах на малих оборотах.

Це пояснюється багатьма обставинами, з яких основними є: 1) труднощі встановлення і закріплення пробних і врівноважуючих вантажів на балансованому роторі, закритому кришкою циліндра; 2) відсутність можливості закріплення кожного з підшипників окремо внаслідок чого при врівноваженні однієї сторони можна лише умовно розглядати підшипник другої сторони як жорстко закріплений і такий, що є центром коливання ротора; 3) наявність таких чинників, як теплові деформації роторів, расцентрування по муфтах та інші, які можуть змінюватися по величині і напряму протягом часу проведення балансування.

Умови проведення цих балансувань полегшуються у випадках, коли є можливість встановлювати вантажі не шляхом зняття кришок циліндрів а через люки, що відкриваються на кришках циліндрів.

Як правило, балансування роторів, зібраних в турбоагрегаті повинне проводитися при стійкому режимі, що знаходиться в зоні нормальних експлуатаційних умов (параметрів пари, вакууму, навантаження і т. д.).

Балансування жорстких роторів у власних підшипниках в зібраній турбіні побудоване на тих же закономірностях, які прийняті для балансування роторів на

верстатах: 1) пропорційність амплітуди коливань опори збурюючій силі неврівноваженості; 2) незмінність при постійному числі обертів кута зсуву площини в якій відбувається вигин ротора (биття), по відношенню до площини в якій розташована неврівноважена маса (розбаланс), незалежно від величини розбаланса ротора. При малому числі оборотів ці площини збігаються. По мірі збільшення числа обертів площина вигину ротора все більш відстає від площини неврівноваженості, тобто зміщується убік протилежний напряму обертання. При критичних обертах кут між вказаною площиною стає рівним 90°. При подальшому збільшенні числа обертів, після переходу через критичне число обертів, кут між цією площиною наближається до 180°.

У випадках, коли вібрація турбоагрегату при його пуску настільки велика, що не дає можливості досягти повних обертів, балансування доводиться проводити двома етапами: спочатку на знижених оборотах, а потім - на нормальних.

У роботі турбоагрегату можуть мати місце також випадки, коли невідомо, яка саме частина агрегату є джерелом вібрації. У цих випадках доводиться проводити роздільний пуск турбіни і генератора; спочатку вимірюються вібрації турбіни при роз'єднаній муфті між турбіною і генератором, а потім генератора. Отримані дані дають можливість проводити балансування роторів саме тієї частини агрегату яка є джерелом вібрації.

Балансування методом трьох пусків. При балансуванні жорстких роторів працюючих турбоагрегатів застосовується балансування методом трьох пусків. Три запуски роторів до повних обертів і виміри амплітуд коливань вібрографом або віброметром дають достатні дані для визначення шляхом графічної побудови величини і місця встановлення врівноважуючого вантажу.

Балансування починається з боку ротора, де спостерігається найбільший розбаланс. Перше вимірювання вібрації підшипника має бути зроблене для ротора без пробного вантажу, а два інших - для ротора з одним і тим же пробним вантажем, що розміщується послідовно в двох точках по колу ротора, віддалених одна від одної на 90°.

Вибір величини пробного вантажу проводиться, виходячи з умови щоб відцентрова сила, що викликається цим вантажем не перевершувала 10-15% ваги ротора, а вібрація підшипників при роботі турбіни з цим вантажем не перевищувала 150-200 мк.

Приклад визначення ваги і положення врівноважуючого вантажу на підставі трьох пусків за допомогою графічної побудови наведено на рис. 6.

Рис. 6. Діаграма визначення величини і місця встановлення врівноважуючого вантажу при балансуванні методом трьох пусків.

Після пуску агрегату, доведення його до повних оборотів і тривалого холостого ходу (2-3 год) проводиться запис максимальної амплітуди вібрації за свідченнями віброметра; припустимо, що при цьому заміряна амплітуда вібрації 0,22 мм. Помістивши пробний

вантаж вагою 600 грам в будь-якому місці по колу ротора (точка А), проводиться другий пуск; при цьому виходить амплітуда вібрації 0,30 мм. Для третього пуску вантаж 600 грама переміщається з точки А в точку В, розташовану під кутом 90° убік зворотній обертанню валу; після пуску виходить амплітуда вібрації 0,38 мм.

За отриманими даними будується діаграма, в якій масштабом для побудови прийнято, що 0,01 мм вібрації відповідає відрізку прямої в 5 мм. З точки О (центр) описується коло радіусом рівним амплітуді вібрації заміряної при першому пуску турбіни; цей радіус в масштабі діаграми рівний: І1і=0,25-5/0,01=110 мм.

Потім з точки А, яка розташованою на одержаному колі, описується ще одне коло але з радіусом відповідним амплітуді вібрації, отриманої при першому пуску турбіни з пробним вантажем ІІ2=0,3-5/0,01=150 мм.

Відступивши з точки А по колу на 90° убік протилежний напряму обертання валу з точки В описується коло радіусом К₃=0,38-5/0,01=190 мм.

Цей радіус відповідає амплітуді вібрації, отриманої при другому пуску турбіни з пробним вантажем, перенесеним в точку В. Точка перетину кіл, описаних з точок А і В, з'єднується прямою з точкою О і триває до перетину в точці С з колом, описаним з точки О.

Точка С і є місцем, де має бути встановлений врівноважуючий вантаж. Величина цього вантажу визначається відношенням радіусу Я і до відрізка ОБ помноженого на величину пробного вантажу: Р=600-110/80=825 г.

Таким же чином визначається місцеположення і величина вантажу для іншого кінця ротора.

Балансування методом двох пусків. Більш швидшими є методи балансування за допомогою вібровимірювальних приладів з фазовимірювальними пристроями, які дають достатньо точні амплітудні і фазові вимірювання.

У багатьох застосовуваних в експлуатаційних умовах приладах напрям биття ротора може бути визначене стробоскопічним способом за допомогою безінерційної газоосвітлювальної лампи, яка включена в ланцюг вібровимірювального приладу. У моменти відповідні максимальним відхиленням вібруючого ротора лампа дає спалахи з частотою рівною або кратною числу оборотів. При цьому виникає так званий стробоскопічний ефект який полягає в тому, що заздалегідь нанесена на торець валу відмітка спостерігається при обертанні ротора як нерухома; відмітка займає певне кутове положення щодо нерухомої частини турбіни, оскільки визначається фазою вібрації, вимірюваної у момент спалаху лампи. Спостерігаємо нерухомість відмітки на роторі дає можливість перенести її з ротора на торець якої-небудь найближчої нерухомої частини турбіни.

Зміна фази вібрації, яка пов'язана із зміною величини і напряму неврівноваженості, викликає поворот відмітки на стробоскопічно освітленому роторі на кут відповідний зрушенню фази вібрації. Наявність віброметра з фазовимірювальним пристроєм у вигляді вказаної газоосвітлювальної лампи (рис. 7) теоретично дає можливість шляхом двох пусків (без і з пробним вантажем) і графічної побудови визначити величину і місце встановлення врівноважуючого вантажу.

Рис. 7. Визначення величини і місця встановлення врівноважуючого вантажу при балансуванні методом двох пусків 1 - газоосвітлювальна лампа, 2 - відмітка першого пуску, 3 - відмітка другого пуску; 4 - місце встановлення пробного вантажу, 5 - місце встановлення врівноважуючого вантажу, 6 - неврівноважена маса ротора.

При першому пуску вимірюється розмах коливань і наноситься на підставі стробоскопічного ефекту відмітка 2 на нерухомій частині агрегату. На торці диска ротора закріплюється пробний вантаж О_п під кутом 90° по відношенню до знайденого напряму биття ротора. При другому пуску з пробним вантажем О_п вимірюється розмах коливань і визначається кут а переміщення нової відмітки 3 по відношенню до першої, який викликаний встановленням пробного вантажу.

У вибраному масштабі розмах коливань, заміряний при першому пуску, викреслюється у вигляді вектора АВ; далі під кутом 90° до напряму АВ убік зворотньому напряму обертання, відмічається положення пробного вантажу О_п; потім під кутом а до вектора АВ наноситься в тому ж масштабі вектор АС пропорційний розмаху коливань заміряному при другому пуску. Точки С і В з'єднуються прямою СВ; з отриманого трикутника АСВ в прийнятому раніше масштабі визначається величина вектора СВ і кут р, утворений векторами АВ і СВ. За цими даними визначаються вага врівноважуючого вантажу із співвідношення О_у=О_п-АС/СВ і місце його встановлення по куту [3; на цей кут необхідно пересунути місце встановлення врівноважуючого вантажу 5 по відношенню до місця, яке займав пробний вантаж 4.

Перевірочний контрольний пуск турбіни для встановлення результатів виконаного балансування проводиться лише після остаточного закріплення знайдених врівноважуючих вантажів у відповідних точках ротора.

Балансування гнучких роторів. Гнучкі ротори, робоча швидкість яких лежить між першою і другою, а іноді і вище за другу критичну швидкість, отримують все більше застосування в сучасних турбоагрегатах: це викликано збільшенням потужності турбоагрегатів і відповідно збільшенням розмірів роторів (довжини, діаметру, ваги) і зниженням їх критичних швидкостей.

Відмінності характеру коливань гнучких роторів порівняно з жорсткими роторами пояснюють причини непридатності у багатьох випадках балансування гнучких роторів по описаній вище методиці жорстких роторів. Вказані відмінності полягають в наступному.

1. Вісь жорсткого ротора при пуску, доведенні до нормальних обертів і роботі на цих обертах не деформується і будь-який вантаж, що встановлений на роторі, викликає абсолютно певний відцентровий ефект. Ці чинники дозволяють проводити повне врівноваження жорстких роторів, не лише в своїх підшипниках при нормальних обертах турбіни, але і при малій швидкості обертання в підшипниках балансувальних верстатів, коли ще навіть не виявляється гнучкість ротора. Встановленням вантажів в двох наперед вибраних уздовж осі ротора площинах балансувань проводиться компенсація сумарної дії всіх складових незрівноваженості (з врахуванням взаємного впливу обох сторін балансованого ротора) і в результаті забезпечується зниження до допустимого рівня динамічних реакцій на опорах.

2. Форма пружної лінії гнучкого ротора при обертанні змінюється залежно від швидкості обертання, однакові пробні вантажі, що встановлюються в одних і тих же місцях, залежно від характеру розподілу незрівноваженості уздовж осі ротора, можуть викликати різний динамічний ефект, під впливом вказаних незрівноваженостей і приєднаних вантажів з'явиться пружний прогин ротора. Відповідно до форми прогину пружної лінії, врівноваження гнучкого ротора при обертанні в умовах, аналогічних експлуатаційним, вимагає встановлення врівноважуючих вантажів в декількох площинах балансувань уздовж осі ротора і вибору вантажів з врахуванням істотної залежності ступеня врівноваженості від швидкості обертання.

Таким чином, робота гнучкого ротора при нормальному числі обертів з вібрацією в межах допусків і спокійне проходження ним критичних обертів при пусках можуть бути забезпечені, якщо ротор врівноважений в декількох площинах відповідно до форми прогину пружної лінії, яка залежить як це витікає з вказаного вище, від характеру розподілу неврівноваженості вздовж осі ротора або від характеру відхилення центрів тяжіння його послідовних перетинів від осі обертання.

Балансування гнучких роторів по формах власних коливань полягає в тому, щоб на підставі великої серії контрольних вимірювань амплітуд, фаз, частот і інших показників, які зняті при різній швидкості обертання, отримати вібраційні характеристики (амплітудно-частотні, фазові), виявити найбільш вібруючі вузли і визначити чинники, що впливають на вібраційний стан турбоагрегату. Ці дані дозволяють судити про характер розподілу неврівноваженості вздовж осі ротора, намітити шляхи усунення вібрації і провести вибір такої системи врівноважуючих вантажів встановлення яких в площини кожної форми усунула б динамічні реакції в опорах.

Встановлення врівноважуючих вантажів в декількох площинах вздовж осі ротора в умовах електростанцій неможливе не лише через відсутність вільного доступу до ротора; навіть при знятті кришок циліндрів і вийманні роторів є можливість встановлення вантажів лише в торцевій площині ротора.

В умовах електростанцій такі складні і відповідальні роботи якими є встановлення причин підвищеної вібрації турбоагрегату їх усунення і балансування роторів коли є впевненість, що вібрація є наслідком неврівноваженості ротора, повинні проводитися висококваліфікованим персоналом по спеціальній методиці і програмі із застосуванням спеціальної вібровимірювальної апаратури.

До проведення вказаних робіт слід залучати спеціалізовані організації (ЦКБ, ОРГРЕС, ВТІ і ін.) які мають достатньо великий досвід і можуть забезпечити найбільш швидке і якісне їх виконання.

Ремонт трубних поверхонь агрегату

Під час поточного і капітального ремонту котлоагрегата слід систематично перевіряти його поверхні нагріву. Огляд виконують після зовнішнього очищення поверхні нагріву до гідравлічних випробувань котла і під час випробувань. Стан трубних поверхонь нагріву котла і пароперегрівача перевіряють шаблонами з метою виявлення зміни діаметру труб, які можуть відбутися внаслідок їх надмірного перегріву. Максимальне збільшення діаметру кип'ятильних труб не повинно перевищувати 5%, а труб пароперегрівача - 3,5%.

Перед внутрішнім очищенням поверхні нагріву необхідно її ретельно оглянути. При цьому огляду підлягають: барабани, колектори, внутрішньобарабанні пристрої, кип'ятильні і екранні труби.

При внутрішньому огляді поверхні нагріву слід звертати увагу на стан виступаючих кінців труб завальцованних в барабани і колектори, ступінь зносу внутрішньобарабанних пристроїв, міцність окремих деталей і їх кріплення, наявність на виступаючих кінцях труб, барабанах і колекторах тріщин і виразок а також наявність відкладень солей.

При ремонті поверхні нагріву котла, що працює на газоподібному паливі доводиться зустрічатися з наступними пошкодженнями: деформація екранних труб і змійовиків пароперегрівача, порушення щільності вальцювальних з'єднань, нещільності в зварних стиках, механічні пошкодження екранних і кип'ятильних труб, корозія зовнішньої поверхні труб, місцеве роздуття (випучини) труб, тріщини на поверхні труб, затискання барабанів і колекторів екранних труб.

Деформація (викривлення) екранних труб відбувається внаслідок затискання колекторів або труб. Часто труби мають настільки значні деформації, що обриваються проміжні кріплення. В цьому випадку виправити трубу регулюванням натягнення кріплень найчастіше не вдається, її виправляють нагрівом в двох місцях при одночасному натягу проміжних кріплень. Іноді буває простіше вирізувати деформовану ділянку і вварити вставку з нової труби. Максимальне відхилення труб по кроку одного і того ж ряду не повинно перевищувати 5 мм, а по виходу з площини загального ряду - 10 мм.

Деформовані петлі змійовиків пароперегрівача іноді не вдається виправити навіть при підігріві пальниками. Ремонт проводять вирізуванням окремих витків і приварюванням їх після правки.

Нещільність вальцювальних з'єднань екранних і кип'ятильних труб з'являється досить рідко і лише внаслідок порушення нормального режиму експлуатації котла. Наприклад, при живленні котла холодною водою, частих пусках і зупинках, прискореному охолоджені або розтопленні, надмірному пониженні рівня води в котлі.

Нещільності вальцювальних з'єднань в пароперегрівачі зустрічається навпаки досить часто, особливо у колекторів перегрітої пари. Ліквідовують нещільності вальцювальних з'єднань підвальцюванням. Якщо підвальцюванням не вдається усунути підтікання то дефектний кінець труби відрізають і видаляють з отвору на його місце приварюється новий кінець, який розвальцьовують.

Під час капітального ремонту котла необхідно перевіряти стан кріплень барабанів, колекторів і екранних труб, щоб уникнути їх затискання. Для цього всі кріплення заздалегідь слід очистити від бруду. Якщо в результаті огляду є підозри, що барабан, колектори або труби затиснуті, то вони в цьому місці мають бути звільнені. Після закінчення ремонту мають бути перевірені і встановлені всі репери, по яких під час розтоплення котла перевіряється свобода переміщення усіх рухомих елементів.

Нещільність зварних стиків (свищі) з'являється, як правило, лише при неякісному зварюванні (не проварювання, зсуви труб на стику, шлакові включення і т.д.). Для усунення свища слід вирубати зубилом дефектну ділянку і знов зварити стик. Можливо також вирізання ділянки труби з дефектним швом і приварювання вставки.

Вм'ятини і інші механічні пошкодження екранних і кип'ятильних труб можуть бути викликанні ударами падаючої цегли обмурівки, а також від випадкового удару інструментом при монтажі або ремонті котлоагрегата. Механічні пошкодження труб усувають, вирізуючи дефектну ділянку і приварюючи вставку.

Пошкодження екранних і кип'ятильних труб внаслідок їх роздуття (випучини) найчастіше викликані порушенням циркуляції або відкладенням накипу і шламу. Труби, що мають випучини, замінюють цілком або вирізають дефектну ділянку з приварюванням нової. Труби, що мають по довжині пошкодження в декількох місцях (вм'ятини, свищі), підлягають заміні цілком.

Дефектні труби вирізаються автогеном або спеціальним труборізом. Трубу перерізують поблизу завальцованних місць (близько 50 мм). Кінець, що залишився в гнізді, спочатку обминається за допомогою зубила і ручного молотка, а потім обережно вибивається.

При встановлені нових труб поверхні нагріву необхідно їх ретельно перевірити, провівши зовнішній огляд і вимірювання. Труби повинні мати сертифікати заводу- виробника, а також бути гладкими зовні і всередині, не мати тріщин, виразок, глибоких рисок і інших дефектів. Діаметр встановлюваних труб повинен відповідати діаметру гнізд в колекторах і барабані. При встановленні труб також необхідно стежити за тим, щоб їх кінці виступали з гнізда колектора або барабана в допустимих межах.

При ремонті поверхонь нагріву, пов'язаному із заміною кип'ятильних і екранних трубка.також труб пароперегрівача, часто доводиться вальцювати знов встановлювані труби. Надійність роботи поверхні нагріву значною мірою залежить від якості виконання 'вальцювальних з'єднань. Дослідження процесу вальцювання труб показали, що міцнішими виходять з'єднання твердих матеріалів, при цьому бажано мати матеріал плити твердішим в порівнянні з матеріалом труби. Поверхня зіткнення труби з плитою має бути максимально шорсткою для отримання міцнішого з'єднання, проте при цьому важко досягти необхідної щільності. Тому для задоволення обох умов, тобто отримання необхідної міцності і щільності, кінець труби і отвір перед вальцюванням необхідно ретельно очистити але не шліфувати. Розвальцьовувати труби потрібно при малому числі обертів і достатньо великому тиску. Число обертів механічного вальцювання має бути не більше 30-40 в хвилину.

При виконанні вальцювання труб спостерігаються наступні дефекти.

1. Дефекти інструменту (вальцювання): невідповідність конусності роликів і конусності шпінделя, надмірний кут їх встановлення (більш 1-2°), недостатня плавність заокруглення країв роликів (радіусом менше 10 мм).

2. Дефекти підготовки і вальцювання: недостатні відпал кінців труб і їх очищення, встановлення труб з порушенням центрування, надриви, попадання масла або бруду в трубне гніздо, гострі краї гнізда, які врізаються в тіло труби.

Окрім вальцювальних з'єднань, при ремонті поверхні нагріву котла і пароперегрівача широко застосовуються зварні з'єднання. Особи, які виконують електро- чи газозварювання елементів котла повинні мати відповідну кваліфікацію і мати діюче посвідчення. Труби пароперегрівача і сталевого водяного економайзера зварюються найчастіше газовою зваркою, оскільки, електрозварювання хоча і забезпечує вищу якість шва але її використання вимагає особливо високої кваліфікації зварника.

Зварні стики труб повинні розташовуватися на прямих ділянках, при цьому відстань зварного стику до опори має бути не менше 100 мм. При наварюванні кінців труб відстань зварного стику від зовнішньої поверхні барабана або колектора а також від початку закруглення труби повинно бути не менше 50 мм. Вставки, що приварюються на прямих ділянках, повинні мати довжину при якій забезпечується відстань між стиками шва не менше 200 мм. Зварювані у стик труби, що мають за номіналом однакову товщину, можуть мати зсув кромок на величину не більше 10% від товщини стінки. Для гарячекатаних труб діаметром від 57 до 108 мм при товщині стінки від 5 мм і вище допускається зсув кромок не більше 15% від середньої товщини стінки. Різниця в товщині стикуємих кінців труб поверхонь нагріву має бути не більше 15% від середньої товщини стінки.

При ремонті труб поверхні нагріву застосовуються наступні види зварки:

а) газова зварка - для труб діаметром до 32 мм з товщиною стінки менше 4 мм, а також трубГдіаметром до 76 мм з товщиною стінки до 7 мм у тому випадку, коли через тісне розташування труб неможливо застосовувати електродугове зварювання.

б) ручна електродугова зварка - для труб діаметром понад 32 мм з товщиною стінки більше 4 мм.

Перед зварюванням слід перевіряти якість збірання вузлів і правильність підготовки стиків труб під зварку. Якість зварювання залежить від правильного застосування електродів і присадного дроту.

При зварюванні труб особливу увагу слід звертати на повний провар, відсутність пропалень і підрізів а також отримання шва необхідних розмірів. Для цього шов формується двома шарами. Перший шар виконується лише поступальним рухом електроду і повинен мати товщину 2-3 мм. Другий шар виконується поступальним і коливальним рухом електроду, при цьому необхідно звертати увагу на створення плавного переходу від основного металу до наплавленого. Збудження дуги проводиться за межами кромок, що обробляються, а при закінченні стику кратер виводиться убік на 5-8 мм від шва. Видаляти шлак першого шару можна лише після його потемніння і з особливою ретельністю. У разі виявлення на поверхні шва тріщин стики необхідно вирізати і заварити знову. Для стиків труб, що зварюються без подкладних кілець, допускається непроварення до 15% від товщини стінки труби. Зварні шви труб поверхонь нагріву треба підсилити додатково наплавленим металом висотою, яка повинна складати при товщині стінки менше 10 мм, -1,5 мм, а при товщині стінки від 10 до 20 мм - 2 мм. Посилення повинно перекривати зовнішні кромки фасок на 1-2 мм з кожного боку. При зварюванні труб з легованих сталей проводиться термічна обробка стиків.

При ремонті чавунних водяних економайзерів доводиться зустрічатися з наступними пошкодженнями: корозія внутрішніх і зовнішніх поверхонь, пробиття прокладок у фланцевих з'єднаннях, тріщини і розриви труб, руйнування ущільнень між трубами, що приводить до значних присосів холодного повітря, і так далі. Пошкоджені ребристі труби зазвичай вимикають з роботи за допомогою сполучних калачів або замінюють новими. В деяких випадках ремонт труб можна проводити, встановлюючи в них сталеві труби з разбортовкою. При цьому виступаючі кінці сталевих труб для виконання разбортовки мають бути заздалегідь розігріті. ₍ .

У змієвиках сталевих економайзера^ свищі і інші нещільністі в зварних з'єднаннях усуваються вирізк&Ь дефектних ділянок і приварюванням замість них нових. Якщо пошкодження труби розташовується в недоступному місці то можна тимчасово до заміни всього змійовика закоротити його. Чавунні водяні економайзери ущільнюють заповнюючи азбестовим шнуром нещільності між ребрами. Зменшення присосів може бути також досягнуте заложуванням червоною цеглиною отвору в якому розташовуються калачі.

Перед ремонтом поверхні нагріву повітропідігрівача заздалегідь слід очистити від можливих відкладень сажі. Очистку від сажі можна проводити обдуванням стислим повітрям тиском не нижче 6 атм або прочищенням трубчастих повітропідігрівачів йоржиками і тому подібним. Після цього повітропідігрівач спресовують тиском повітря, що створюється дутьєвим вентилятором котла, при одночасному закидуванні у всмоктуючий патрубок вентилятора сухої порошкоподібної крейди. При ремонті повітропідігрівачів доводиться найчастіше зустрічатися з корозією труб, розладом вальцювальних з'єднань або пошкодженням зварних швів в місцях кріплення трубок до трубних дощок трубчастих повітропідігрівачів, порушенням щільності сальникових або лінзових ущільнень по периметру з'єднання рухомих трубних дощок з каркасом або рамою повітропідігрівача, а також в місцях з'єднання секцій.

Усунення нещільності в чавунних повітропідігрівачй^ зазвичай проводиться наступними способами:

а) у місцях сполучень і зіткнення елементів - ущільненням масою, що складається з 40% цементу, 16% азбесту, 10% рідкого скла і 34% води;

б) у фланцевих з'єднаннях - забивквю азбестовим шнуром з подальшим промазуванням вказаною вище масою ущільнювача;

в) між площинами з'єднання кубів і рам - встановленням прокладок з листового азбесту завтовшки до 5 мм на рідкому склі.

Ремонт сталевих пластинчастих повітропідігрівачів проводиться найчастіше при значному пошкодженні пластин заміною окремих дефектних кубів. Найбільш поширені в даний час трубчасті сталеві повітропідігрівачі ремонтують, встановлюючи тимчасові заглушки на дефектних трубах і потім замінюючи їх новими під час капітального ремонту. Нещільність в лінзових ущільненнях ліквідовується підварюванням дефектних місць.

Ремонт котельних агрегатів

Відповідальність за організацію ремонту котельних агрегатів несе адміністративно- технічний персонал, за яким закріплені установки і мережі. Об'єм ремонту визначається необхідністю підтримки працездатності обладнання, установок і мереж.

Ремонт повинен носити попереджувальний характер. При плануванні ремонту має бути проведений розрахунок трудомісткості операцій, їх тривалість, потреба в персоналі, матеріалах, комплектуючих виробах і запчастинах.

Для правильної організації ремонту мають бути передбачені:

- підготовка до ремонту;

- виведення обладнання в ремонт;

- оцінка технічного стану обладнання і мереж та складання дефектних відомостей;

- проведення ремонту;

- приймання обладнання з ремонту;

- контроль і звітність про виконання ремонту.

Види ремонтів і їх планування. Основними видами ремонту обладнання і мереж є капітальний і поточний.

При капітальному ремонті мають бути відновлені справність усіх вузлів і деталей та повний або близький до повного ресурс роботи обладнання із заміною або відновленням будь-яких частин, включаючи базові.

При поточному ремонті має бути відновлена працездатність, замінені і (або) відновлені окремі частини (окрім базових).

При типовому капітальному ремонті котельних агрегатів виконуються наступні роботи:

- повний зовнішній огляд котла і його трубопроводів при робочому тиску;

- повний внутрішній огляд котла після його зупинки і охолодження;

- перевірка зовнішніх діаметрів труб всіх поверхонь нагріву із заміною дефектних;

- промивка труб пароперегрівача, регуляторів перегріву, пробовідбірників, холодильників і т.д.;

- перевірка стану і ремонт (або заміна) арматури котла і головних паропроводів;

- перевірка і ремонт механізмів топки (живильник, млини, пальники і тому подібне);

- перевірка і ремонт обмурівки котла, гарнітури, пристроїв для очищення зовнішніх поверхонь нагріву;

- опресовування повітряного тракту і повітропідігрівача, ремонт повітропідігрівача;

- опресовування газового тракту і його ущільнення;

- перевірка стану і ремонт тягодутьєвих пристроїв і їх осьових направляючих апаратів;

- перевірка і ремонт золовловлювачів і пристроїв для видалення золи;

- зовнішнє і внутрішнє очищення поверхонь нагріву барабанів і колекторів;

- перевірка і ремонт системи шлаковидалення;

- перевірка стану і ремонт теплової ізоляції гарячих поверхонь котла.

Капітальний ремонт котлів проводять раз на 1-2 роки, а капремонт теплових мереж,

що працюють без перерви - раз на 2-3 роки. Як правило, одночасно з капремонтом котла ремонтується його допоміжне обладнання, засоби вимірювання і система автоматичного регулювання. Тривалість капітального ремонту - ЗО - 40 діб.

При поточному ремонті обладнання проводиться його очищення і огляд; часткове розбирання вузлів з деталями, що швидко зношуються і заміна деталей, які виробили свій ресурс; ремонт або заміна окремих деталей; усунення дефектів виявлених в процесі експлуатації; складання попередньої відомості дефектів і замовлень.

Поточний ремонт котельних агрегатів проводиться один раз в 3-4 місяці, а теплових мереж - не рідше за 1 раз на рік. Тривалість поточного ремонту складає в середньому 8-10 діб.

Дрібні дефекти обладнання (парування, пиленя, присоси повітря і тому подібне) усуваються без його зупинки, якщо це дозволено правилами техніки безпеки.

Система планових виводів устаткування з роботи носить назву системи планово- запобіжних ремонтів (ПЗР) На підприємствах в цілому і в кожному його підрозділі має бути розроблена система ПЗР, яка складається з поточних і капітальних ремонтів, що виконуються відповідно до графіка затвердженого головним інженером підприємства.

Окрім планових ремонтів для ліквідації наслідку аварій при експлуатації обладнання доводиться виконувати відновні ремонти з метою відновлення вузлів і деталей, що виявилися пошкодженими в результаті аварій.

Як показує аналіз, причиною більшості аварій є перевантаження обладнання, порушення правил експлуатації і низька якість планових ремонтів.

Організація ремонтів. • Застосовуються три форми організації ремонтів теплотехнічного обладнання: господарська, централізована і змішана.

При господарській формі всі роботи проводяться персоналом підприємства. При цьому ремонт може виконуватися персоналом відповідного цеху (цеховий спосіб) або персоналом підприємства (централізований господарський спосіб). Цеховий спосіб застосовується достатньо рідко, оскільки він малоефективний. При централізованому господарському способі на підприємствах створюється спеціальний ремонтний цех у якому створюються спеціальні бригади, що виконують ремонтні роботи у всіх підрозділах підприємства. Цей спосіб прийнятний для великих підприємств.

Найбільш прогресивним є централізований спосіб ремонту, при якому складні ремонтні роботи виконуються по єдиних нормах і технологічних процесах із застосуванням сучасних засобів механізації. При цьому способі ремонтні роботи виконуються спеціалізованими організаціями по підрядних договорах, це забезпечує високу якість ремонту і скорочує терміни простою обладнання.

Змішана форма організації ремонту представляє поєднання господарської і централізованої форм ремонту.

Контроль за якістю ремонту здійснюється поопераційно, а також шляхом контролю за якістю основних матеріалів, вузлів і деталей.

Після закінчення ремонту проводяться повузлове і остаточне приймання і оцінка якості виконаного ремонту. Повузлове приймання проводиться по мірі готовності при цьому виконується ретельний огляд вузла. Механізми, що обертаються, випробуються на холостому ходу і під навантаженням. Після цього складається акт, в якому вказується об'єм виконаних робіт, виявлені недоліки, результати випробування і попередня оцінка робіт.

Після закінчення капремонту проводиться попереднє приймання комісією під головуванням головного інженера (енергетика, механіка) за участю начальника цеху і керівника робіт від підрядчика. Оглядається обладнання і встановлюються терміни

усунення виявлених дефектів. Після усунення дефектів проводиться пуск обладнання і приймання його під навантаженням протягом 24 годин.

Остаточна оцінка якості ремонтних робіт проводиться після місячної експлуатації обладнання. Всі пускові післяремонтні роботи виконує оперативний персонал відповідно до письмового розпорядження начальника цеху або його заступника. Результати ремонту заносяться в технічний паспорт обладнання.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Розбирання і збирання насадних деталей ротора	\|	Розкладка лекал

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.013 сек.