Глава четвертая
МОНТАЖ ТУРБОАГРЕГАТОВ
1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И НОВЫЕ МЕТОДЫ МОНТАЖА
Трест Центроэнергомонтаж выполняет работы по монтажу турбинного оборудования с момента его организации. За время своего существования с 1924 по 1972 г. трест установил на электростанциях Союза и ввел в эксплуатацию свыше 750 турбоагрегатов общей мощностью более 20 млн. кВт, в том числе 18 турбоагрегатов по 300 МВт.
Основным видом турбинных работ в настоящее время является монтаж турбоагрегатов сверхвысокого и закритического давления мощностью от 60 до 300 МВт.
Монтаж современного турбоагрегата требует высокой точности сборки и установки его узлов и больших трудозатрат.
Поэтому совершенствование методов производства монтажных работ является одной из главных задач монтажных организаций, от успешного решения которой зависят уменьшение трудоемкости и сокращение длительности монтажа, повышение качества работ и снижение их себестоимости.
МОНТАЖ СОБСТВЕННО ТУРБИНЫ
Основными работами при монтаже турбины, требующими особой тщательности и точности, являются установка и выверка цилиндров и центровка проточной части и роторов турбины. Трудоемкость этих работ составляет около 50% полной трудоемкости монтажа собственно турбины, а выполнение их требует высокой квалификации рабочих и мастеров. Поэтому основным путем совершенствования монтажа турбоагрегатов явились разработка и внедрение более совершенных методов производства именно этих, наиболее сложных работ.
За пятидесятилетний период существования Центроэнергомонтажа технология установки и выверки турбины в процессе своего совершенствования прошла через несколько этапов.
Существовавшая до 1930 г. технология монтажа, обусловленная конструкцией одноцилиндровых турбин (литые цилиндры с жестко соединенными с ними корпусами подшипников, массивные фундаментные рамы), была несложной и позволяла ограничиться применением таких простейших измерительных приборов, как слесарный уровень, щуп, микрометр и индикатор.
В начале 30-х годов в связи с появлением и широким внедрением двухцилиндровых турбин мощностью сначала 24, а затем и 50 тыс. кВт Ленинградского металлического завода, конструктивно резко отличавшихся от турбин прежних выпусков, ранее применявшаяся технология установки и выверки турбин оказалась неприемлемой, так как при этом невозможно было установить турбину с максимальным приближением всех данных установки к данным установки на заводском стенде. При старой конструкции считалось, что при совпадении установки цилиндров и корпусов подшипников на стенде завода и при монтаже на фундаменте по уклонам и по расточкам относительно геометрической оси сохранятся установка и центровка роторов и всех узлов проточной части, которые были получены на стенде, без производства на монтажной площадке дополнительных работ по центровке и установке отдельных узлов и деталей турбины.
Для установки турбин ЛМЗ новой конструкции была разработана специальная технология установки цилиндров и корпусов подшипников по уровню и по струне и центровке всех узлов проточной части по геометрической оси с применением точного уровня с отсчетом уклонов до 0,1 мм, монтажных линеек длиной от 3 до 5 м с призмами и струны.
По этой технологии Цептроэнергомонтажем впервые были смонтированы турбины ЛМЗ мощностью 24 тыс. кВт на Челябинской и Кизеловской ГРЭС и на ЦЭС Магнитогорского завода, а в дальнейшем и все последующие турбины ЛМЗ довоенного и послевоенного изготовления.
При монтаже турбин ЛМЗ этим методом было, однако, обнаружено, что при совпадении заводских и монтажных данных по установке цилиндров и корпусов подшипников центровка роторов и всех узлов проточной части у большинства турбин значительно отклоняются от заводских формуляров, вследствие чего требовалось выполнять большой объем слесарно-пригоночных работ, т. е. переделывать работу, которая была выполнена при сборке турбины на заводском стенде. Было установлено, что многоопорные и гибкие по своей конструкции цилиндры низкого давления при их установке испытывают деформации, которые и при совпадении продольных и поперечных уклонов па стенде завода и на фундаменте получаются неодинаковыми и по величине и направлению. Вследствие такой деформации цилиндров происходит смещение центров расточек цилиндров и в результате этого расцентровка роторов и проточной части. Последствия технологии монтажа с помощью только монтажной линейки, точного уровня и струн, как основных инструментов для выверки установки турбин, стали особенно ощутимыми при внедрении в конце 40-х и начале 50-х годов турбин ЛМЗ большой мощности, так как при монтаже почти каждого турбоагрегата приходилось выполнять трудоемкие и требующие большой точности работы по исправлению центровки роторов и проточной части с перестановкой и пригонкой сопрягаемых узлов.
В целях совершенствования технологии монтажа ЛМЗ применил впервые в 1957 г. на стенде завода метод установки турбины по реакциям опор с помощью динамометров и с этого года перешел на изготовление турбин с узлами, приспособленными для такой установки. При установке турбин на стенде этим методом в дополнение к данным, определяющим положение цилиндров и корпусов подшипников по уровню и относительно продольной оси, фиксируются и реакции опор цилиндров, замеренные с помощью установленных динамометров. С учетом этих данных производится установка цилиндров и па монтаже с замером реакций динамометром. Если при монтаже получаются те же реакции опор, что и на стенде (с определенными допусками), то это свидетельствует о том, что взаимное положение опор по высоте при установках на стенде и на фундаменте сохранится одинаковым и изменений деформаций цилиндра практически не будет и что, следовательно, должна сохраниться и первоначальная центровка роторов и проточной части, полученная на стенде.
В тресте Центроэнергомонтаж способ установки турбин методом замера реакции опор впервые был применен в 1958 г. при монтаже турбины ЛМЗ 50 тыс. кВт па ТЭЦ Ново-Липецкого металлургического завода, а с 1959 г. этим методом монтировались все турбины ЛМЗ.
Применение этого метода в результате приближения установки турбины на монтаже к установке турбины на стенде исключило необходимость в выполнении значительных объемов работ по перецентровке проточной части, но трудозатраты на чисто монтажные работы по установке и выверке цилиндров и корпусов подшипников, центровке роторов и проточной части остались такими же, как и при монтаже по ранее применявшейся технологии.
Дальнейшим шагом по совершенствованию технологии монтажа турбин явилось применение оптического способа выверки установки турбины. Основным прибором при этом способе является оптическая труба с комплектом приспособлений и других приборов. Необходим также точный уровень для измерения уклонов и динамометры для контроля распределения нагрузок между опорами.
Оптический способ выверки турбин состоит в том, что установка цилиндров и корпусов подшипников производится относительно оси оптической трубы по заданному в вертикальной плоскости положению центров их контрольных расточек; последнее определяется расчетом для каждого типа турбин из условий статического прогиба и взаимного положения роторов и задается в виде цифровых величии для каждой контрольной расточки турбины. С помощью оптической трубы выверяется также установка цилиндров по высотным отметкам и производится центрирование обойм уплотнений и всех диафрагм.
Схема расположения контрольных расточек, мест установки визиров для замера высотных отметок и динамометров при монтаже турбины ЛМЗ 60 тыс. кВт показана на рис. 4-1. Осью турбины при этом способе является ось оптической трубы, и поэтому здесь нет необходимости в применении струны, борштанги и ротора в качестве «материальных» осей турбины, благодаря чему отпадают такие работы, как многократные установки и выемки борштанги в процессе центрирования роторов, а также повторные установки и снятия струны. Ввиду этого уменьшается в 3—4 раза потребность в процессе центрирования проточной части в мостовом или вспомогательном кранах машзала, и они могут большее время использоваться па других работах.
В тресте Центроэнергомонтаж оптический метод впервые был применен в 19G7 г. при монтаже турбины ЛМЗ № 5 мощностью 300 МВт на Конаковской ГРЭС. Здесь особенно наглядно выявилось большое преимущество этого способа. К началу работ по установке турбины не было ротора среднего давления, в его отсутствие были установлены и оптическим методом выверены ЦНД, ЦСД и ЦВД и корпуса подшипников и отцентрированы диафрагмы и обоймы уплотнений всех трех цилиндров турбин.
Рис. 4-1, Расположение контрольных расточек, мест установки визиров для замера высотных отметок и динамометров при монтаже турбины ЛМЗ 60 тыс. кВт с применением оптического способа.
Расположение контрольных расточек:
V — передний торец корпуса переднего подшипника; I — расточка под передний опорный вкладыш РВД; М —расточка под переднее маслозащитное кольцо РВД; П1 — расточка под 3-ю обойму переднего уплотнения ЦВД; П2 — расточка под обойму заднего уплотнения ЦВД; м2 — расточка под заднее маслозащитное кольцо РВД в корпусе среднего подшипника; II— росточка под задний опорный вкладыш РВД в корпусе среднего подшипника; III — расточка под передний опорный вкладыш РНД в корпусе среднего подшипника; м3 —расточка под переднее маслозащитное кольцо РНД в корпусе среднего подшипника; П3 — расточка под обойму переднего уплотнения ЦНД; П4 — расточка под обойму заднего уплотнения ЦНД; IV—расточка под задний опорный вкладыш РНД в корпусе заднего подшипника; V — расточка под передний опорный вкладыш ротора генератора в корпусе заднего подшипника; М4 — расточка под заднее маслозащитное кольцо РНД в корпусе заднего подшипника.
О — места установки визиров для замера высотных отметок (а, б, в...); ◙-— места установки динамометров (1, 2, 3, 14).
По прибытии ротора среднего давления было проверено его положение по расточкам и по центровке с роторами высокого и низкого давления; исправлений установки диафрагм и обойм уплотнений ЦСД производить не требовалось.
Применение оптического метода при монтаже турбогенератора № 5 на Конаковской ГРЭС обеспечило уменьшение трудозатрат на работах по установке и выверке цилиндров и корпусов подшипников и центрированию диафрагм на 25% по сравнению с нормативами и дало возможность монтировать турбину при отсутствии одного ротора, что исключило неизбежную при других способах задержку окончания монтажа турбины примерно на 1,5 месяца.
В последующие годы оптический способ, как наиболее прогрессивный, был применен при монтаже турбин ЛМЗ и УТМЗ мощностью 300, 100 и 60 МВт на Костромской, Лукомльской ГРЭС, Ново-Рязанской ТЭЦ и ТЭЦ-23 Мосэнерго и в настоящее время применяется при монтаже всех турбин мощностью от 60 до 300 МВт.
Применение оптического способа имеет следующие преимущества:
приближение монтажной установки турбин к ее установке на заводском стенде и, как следствие этого, уменьшение слесарно- пригоночных работ по исправлению центровки узлов и деталей проточной части;
возможность более точной, по сравнению с другими способами, установки цилиндров и корпусов подшипников по расположению их контрольных расточек в вертикальной плоскости по расчетной для каждого типа турбины кривой, что повышает надежность работы турбины во время ее эксплуатации;
достижение высокой точности установки всех узлов турбины благодаря возможности более точных измерений и отсчетов по оптической трубе, что повышает качество монтажных работ;
исключение большого количества непосредственных точных замеров с применением штихмасов, требующих большого опыта и затраты времени;
исключение из цикла работы ряда операций, неизбежных при прежних способах выверки турбины (многократные выемки и установка борштанг, роторов, снятие и установка струны).
Результатом применения оптического метода установки турбины явилось сокращение трудозатрат на установку и сокращение продолжительности монтажа на 10—15 дней.
МОНТАЖ КОНДЕНСАТОРОВ
Трудоемкой работой при монтаже турбоагрегатов большой мощности является монтаж конденсаторов, включающий полную сборку корпусов конденсаторов с установкой и вальцовкой трубок.
По технологии монтажа конденсаторов турбин ЛМЗ 300 МВт установка и вальцовка трубок конденсатора производятся после сборки его корпуса и установки на нижней плите, фундамента.
Конденсатор этой турбины поступает с завода в виде 20 блоков (16 блоков корпуса и 4 блока горловины). На Конаковской ГРЭС при наличии комплектного оборудования конденсатора блока № 1 не была готова нижняя плита фундамента турбоагрегата.
В целях выполнения максимального объема сборочных работ до начала монтажа было принято решение — не дожидаясь установки на фундаменте и сборки в один корпус четырех блоков конденсатора, собрать, как это предусмотрено технологией, эти четыре блока на сборочной площадке, установить и развальцевать в собранных блоках конденсаторные трубки.
В соответствии с грузоподъемностью крана (50 тс) в каждом из четырех блоков корпуса конденсатора было установлено и развальцовано 50% общего количества трубок, после чего масса каждого блока увеличилась на 16 т и составила около 50 т. Остальные 50% общего количества трубок устанавливались после сборки в один корпус блоков конденсатора на фундаменте.
Установка части трубок до сборки и установки конденсатора на фундаменте не дает сокращения трудозатрат на монтаж конденсатора в целом, но позволяет выполнить большой объем работ по установке и вальцовке трубок до начала монтажа (в рассматриваемом случае эти трудозатраты составляли 2 600 чел-ч, или 27% полных трудозатрат на сборку и монтаж конденсатора) и тем самым сокращается продолжительность и трудоемкость работ, выполняемых в процессе монтажа турбоагрегата.
Частичная установка трубок до начала монтажа конденсатора была произведена и при монтаже нескольких последующих блоков Конаковской ГРЭС.
Следует, однако, отметить, что установку и вальцовку трубок на открытой площадке можно выполнять только при положительной температуре окружающего воздуха и сухой погоде.
МОНТАЖ ГЕНЕРАТОРА И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
На всех монтажных площадках Центроэнергомонтаж» производятся предварительная подготовка вспомогательного оборудования к монтажу — его проверка и ревизия с разборкой и сборкой узлов (кроме оборудования, прибывающего с заводов с документацией о блочной поставке) и сборка в монтажные блоки с установкой арматуры и обвязкой трубопроводами, охлаждения, смазки и т. п.
Такой ревизии и сборке в блоки подвергаются насосы, эжекторы, маслоохладители, масляные баки, металлоконструкции и площадки и т. п. Коэффициент блочности вспомогательного оборудования турбоустановок в настоящее время составляет от 0,5 до 0,7 от массы этого оборудования. Трубопроводы турбинных, установок также монтируются по возможности из предварительно собранных блоков, которые предусматриваются технологическими картами или определяются непосредственно па монтажной площадке в зависимости от местных условий.
Блоками монтируются в основном циркводоводы конденсатора, трубопроводы выхлопные, конденсатные, отбора пара и пр.
Коэффициент блочности трубопроводов турбинных установок колеблется от 0,15 до 0,56 при максимальной массе блока 12—15 т.
Масляная система турбоагрегатов является одним из наиболее ответственных элементов турбинной установки, к качеству изготовления и монтажа и к чистоте внутренних поверхностей которой предъявляются высокие требования.
При изготовлении маслопроводов широко применяются сварочные работы. Применявшиеся ранее электродуговая и газовая сварки обеспечивали плотность и прочность шва, но сопровождались образованием наплывов, грата, шлака и окалины у корня сварочного шва. Поэтому маслопроводы после изготовления подвергались тщательной механической чистке.
В начале 60-х годов в тресте Центроэнергомонтаж была впервые применена аргонодуговая сварка маслопроводов, при которой поверхность шва получается чистой, без наплывов, шлака и грата. В настоящее время такая сварка маслопроводов применяется Центроэнергомонтажем при монтаже всех турбин большой мощности.
Почти в это же время на монтажных работах треста па Курской ТЭЦ и ТЭЦ-20 Мосэнерго была впервые применена химическая чистка маслопроводов ортофосфорной кислотой, которая хорошо растворяет окалину и коррозию, образовавшуюся на поверхности труб. В настоящее время химическая чистка труб масляной системы применяется при монтаже всех турбоагрегатов, имеющих развитую масляную систему. Чистка производится с применением специальной инвентарной установки конструкции Оргэнергостроя, однако при сильной коррозии труб, требующей прокачки раствора кислоты в течение длительного времени, трудоемкость этой операции по сравнению с ранее применявшимися способами (механическая и пескоструйная очистки) уменьшается лишь незначительно. Следует отметить, что этот способ не только обеспечивает хорошую очистку труб с созданием на поверхности после чистки прочной фосфорной пленки, предохраняющей очищенную поверхность от повторной коррозии, ио и улучшает условия труда.
При охлаждении обмоток генератора водородом по условиям безопасности эксплуатации необходима высокая газовая плотность генератора и системы его газо- и маслопроводов. Для проверки газоплотности в системе генератора создавалось избыточное давление и все сварные и конструктивные стыки обмазывались мыльной водой. Появление в этих стыках мыльных пузырьков показывало наличие неплотности. Этот способ требовал длительного времени для внимательной визуальной проверки большого количества стыков, в том числе и в местах, малодоступных для осмотра. В 1963 г. при монтаже турбогенератора 100 МВт на ТЭЦ-23 Мосэнерго трестом Центроэнергомонтаж впервые было проведено испытание газоплотности генератора и всей его системы водородного охлаждения с помощью специального течеискателя, который показывает места утечек фреона, незначительное количество которого добавляется в воздух, заполняющий систему под давлением.
Принцип действия течеискателя (рис. 4-2) основан на увеличении тока между электродами датчика при попадании в зазор между ними воздуха, содержащего фреон. Увеличение тока вызывает отклонение стрелки гальванометра и повышение тона звука телефона, вмонтированных в течеискатель.
В настоящее время все генераторы с водородным охлаждением, монтируемые Центроэнергомонтажем, проверяются на газоплотность только при помощи таких течеискателей, так как их применение позволяет сократить трудозатраты в четыре раза по сравнению с прежним способом проверки с обмазкой стыков мыльным раствором.
Рис. 4-2. Схема устройства течеискателя.
1 — датчик; 2 — гальванометр; 3 — телефон; 4 — вентилятор; 5 — провод; 6 — источник питания (стрелочками показано направление движения воздуха, засасываемого вентилятором).
Трудоемкими и сложными операциями при монтаже турбоагрегатов являются гидравлическое испытание и продувка перепускных труб высокого давления между стопорными клапанами и цилиндром высокого давления. У турбины ЛМЗ 300 МВт гидравлика этих труб может быть произведена только при открытом внутреннем цилиндре высокого давления, с удалением из него ротора для возможности установки заглушек на трубах, подводящих пар в нижнюю часть внутреннего цилиндра. Практикой работы по монтажу паропроводов высокого и сверхкритического давления установлено, что при правильной пригонке и сварке стыков труб, прошедших проверку в объеме требований по контролю качества сварки трубопроводов высокого давления из легированных сталей, при гидравлическом испытании таких трубопроводов каких-либо дефектов в Сварных швах обнаружено не было. Поэтому в 1970—1972 гг. по согласованию с дирекциями электростанций и представителями ЛМЗ на трех турбинах ЛМЗ мощностью по 300 Мет при наличии положительных результатов контрольных проверок и испытаний всех сварных стыков перепускных труб в соответствии с правилами Госгортехнадзора гидравлическое испытание перепускных труб, идущих от стопорных клапанов к турбине не производилось. Эго дало возможность окончательно собрать и закрыть цилиндр высокого давления турбины значительно раньше, чем при монтаже с гидравликой этих труб.
Последние годы не производятся также и продувки паром перепускных труб высокого давления перед пуском турбины. При монтаже эти трубы тщательно очищают, проверяют па чистоту и отсутствие в них посторонних предметов и сдают представителям эксплуатации. Отказ от гидравлического испытания и продувки паром перепускных труб высокого давления при монтаже турбины ЛМЗ 300 МВт исключает необходимость в изготовлении большого количества разных заглушек для гидравлики и продувки, нескольких временных трубопроводов для продувки, сокращает трудозатраты на монтаж этих труб примерно на 280—300 чел-ч; ускорение закрытия ЦВД дает возможность также раньше закончить все работы, зависящие от закрытия ЦВД.
Промывка масляной системы турбоагрегата перед пуском производится прокачкой масла в системе. Эта прокачка может производиться или через подшипники при снятых верхних половинах вкладышей, или в обход подшипников по временным перемычкам, соединяющим напорные маслопроводы со сливными. На Костромской ГРЭС при монтаже шести турбоагрегатов по 300 МВт прокачка производилась по второму способу, минуя подшипники. В этом случае внутренние поверхности корпусов подшипников и все части роторов и другие детали, находящиеся в корпусе подшипника, проходят тщательную чистку и протирку и сдаются во акту на чистоту перед окончательным закрытием подшипников, которое по времени не связывается с окончанием промывки масляной системы.
Окончательное закрытие подшипников до промывки системы сокращает трудозатраты предпускового периода для турбоагрегата 300 МВт примерно на 30—35 чел-дней.
