1.9. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ

1.  Какова цель организации системы технического обслуживания и ремонта оборудования ТЭС?

2.  Что такое система ППР?

3.  Дайте определение терминам "техническое обслуживание" и "ремонт".

4.  Перечислите основные показатели эксплуатационного контроля за технико-экономическим состоянием проточной части турбины.

5.  Что такое экспресс-испытания? Как они проводятся?

6.  Дайте определение терминам "ремонтный цикл" и "структура ремонтного цикла".

7.  В чем состоит принципиальная разница между неплановым и плановым ремонтами турбины?

8.  Назовите основные отличия в видах ремонта между капитальным, средним и текущим.

9.  Чем и как определяются объем и продолжительность ремонтов?

10. Какие методы ремонта вы знаете?

11. Кто является руководителями и ответственными лицами при ремонте турбин на ТЭС?

12. Кто на ТЭС занимается подготовкой к ремонтам?

13. Какова цель моделирования процесса ремонта? Что такое линейная модель процесса ремонта?

14. Что такое сетевая модель? Поясните термин "сетевой график как составная часть сетевой модели".

15. Перечислите основные элементы и основные правила построения сетевого графика ремонта.

16. Перечислите основные документы, которые должны быть оформлены до начала ремонта.

17. Какие документы и кем оформляются по окончании ремонта?

18. Перечень и классификация инструмента, применяемого при ремонте турбин. Что такое технологическая оснастка?

Глава 2 АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ТУРБИН

2.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Надежность — это свойство объекта сохранять во времени и установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования [44].

Надежность является сложным свойством, которое в зависимости от назначения изделия и условий его работы состоит из сочетаний различных составляющих. Например, надежность некоторых неремонтируемых элементов сводится в основном к их безотказности и долговечности, а для ремонтируемых особенно важной может оказаться их ремонтопригодность.

Для оборудования электростанций термин надежность включает в себя комплекс таких понятий, как безотказность, ремонтопригодность, долговечность, зависящих от его качества, живучести и безопасности [1]. Рассмотрим подробнее составляющие надежности.

Качество — совокупность свойств, определяющих степень пригодности технического устройства для использования по назначению [45]. Качество устройства часто зависит также от способа его использования. Например, использование в переменных режимах с частыми пусками и остановами паротурбинных энергоблоков, спроектированных для несения базисных нагрузок, оказывает существенное влияние на его состояние, надежность и живучесть.

Живучесть — это свойство технического устройства противостоять крупным возмущениям, исключающее процесс развития santehniķis jelgavā аварий и поломку оборудования [45].

Безопасность — это свойство технического устройства, которое предполагает исключение возможности возникновения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды [45].

Безотказность — свойство объекта непрерывно сохранять свое работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки [44].

Ремонтопригодность — свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонтов [44].

Долговечность — свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта [44].

Надежность функционирования энергетического оборудования определяется большим числом различных по своей природе факторов: конструкцией, качеством использованных материалов, технологией изготовления, качеством монтажа, условиями обслуживания и эксплуатации, качеством используемого топлива и так далее.

В процессе эксплуатации оборудования имеют место случаи, когда происходит частичная или полная потеря его функциональных свойств. Событие, заключающееся в нарушении работоспособности, называется отказом [44]. Отказ может быть полным или частичным. Полным отказом принято считать полную потерю работоспособности, частичным отказом — снижение работоспособности.

Отказы могут быть внезапные или постепенные.

Внезапный отказ — отказ, характеризующийся скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров объекта [44]. Внезапные отказы являются следствием поломок.

Постепенный отказ — отказ, возникающий в результате постепенного изменения значений одного или нескольких параметров объекта [44]. Постепенные отказы происходят из-за износа деталей, загрязнения поверхностей нагрева, уменьшения проходного сечения из-за отложений и так далее.

Неисправность — состояние изделия, при котором оно не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации [44]. Различают неисправности, не приводящие santehniķis rīgā к отказам, и неисправности и их сочетания, приводящие к отказам.

Теория надежности предназначена для выбора оптимальных технических решений, связанных с необходимостью сохранения основных технических характеристик оборудования и его элементов в течение требуемого промежутка времени в определенных условиях эксплуатации и исключения отказов.

Для количественной оценки надежности оборудования в энергетике используется ряд следующих комплексных показателей.

Коэффициент технического использования — это отношение математического ожидания суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии за некоторый период эксплуатации к математическому ожиданию суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии и простоев, обусловленных техническим обслуживанием и ремонтом за тот же период [44].

где SТ_Р — суммарная наработка времени в рассматриваемом периоде;

SТ_РЕЗ — суммарное время простоев в резерве;

SТ_З — суммарное время зависимых простоев;

SТ_К — суммарное календарное время эксплуатации в рассматриваемом периоде.

Коэффициент готовности, характеризующий вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается [44]:

где SТ_В — суммарное время восстановления.

Коэффициент плановых простоев, характеризующий отношение суммы интервалов времени простоев оборудования, обусловленных техническим обслуживанием, и нахождения оборудования в резерве к сумме интервалов времени пребывания объекта в работоспособном состоянии, простоев, обусловленных техническим обслуживанием, и ремонтов за тот же период эксплуатации [45]:

,

где SТ_К.Р — суммарная продолжительность простоев в капитальных ремонтах;

SТ_СР.Р — суммарная продолжительность простоев в средних ремонтах;

SТ_ТЕК.Р — суммарная продолжительность простоев в текущих ремонтах;

SТ_ПР.ПЛ.Р — суммарная продолжительность простоев в прочих плановых ремонтах.

Коэффициент неплановых простоев, характеризующий отношение интервалов времени восстановления оборудования после отказов за некоторый период эксплуатации к сумме интервалов времени пребывания santehniķis rīgā объекта в работоспособном состоянии, простоев, обусловленных техническим обслуживанием, и ремонтов за тот же период эксплуатации [45]:

.

Наработка на отказ — время работы оборудования от начала эксплуатации до первого отказа или между двумя соседними отказами [44]. При анализе надежности оборудования в качестве показателя обычно используют среднюю наработку на отказ, рассчитываемую по формуле, ч:

,

где Sn_отк — суммарное число отказов в рассматриваемом периоде.

Параметр потока отказов — отношение математического ожидания числа отказов восстанавливаемого объекта за достаточно малую его наработку к значению этой наработки [44]:

,

Среднее время восстановления — отношение интервалов времени восстановления оборудования после отказов за некоторый период эксплуатации к количеству отказов, произошедших за этот период [45], ч:

.

Комплекс количественных показателей, рассмотренных выше, позволяет оценить и проанализировать надежность оборудования и определить целесообразность проведения мероприятий, направленных на повышение надежности, в том числе целесообразность проведения ремонта оборудования.

2.2. МЕТОДИКА СБОРА ИНФОРМАЦИИ ПО НАДЕЖНОСТИ В ЭНЕРГЕТИКЕ

В результате снижения надежности оборудования, происходящего по разным причинам, возникают отличия функциональных характеристик оборудования от проектных значений. Крайним вариантом снижения надежности оборудования является возникновение неработоспособного состояния — отказ.

До последнего времени в энергетике отказы было принято подразделять на технологические, функциональные и аварии. В соответствии с [46] для турбин используются следующие критерии классификации.

Повреждение проточной части турбины, разрушение цилиндров, прогиб роторов, пожар на маслосистеме, приведший к повреждению santehniķis liepājā строительных конструкций здания и вынужденному останову турбины на срок 25 суток и более, являются аварией.

Технологическим отказом является [46]:

— вынужденное отключение или ограничение работоспособности оборудования, повреждение зданий и сооружений электростанции, источника теплоты и электрической подстанции, приведшие к нарушению технологии производства и передачи тепловой и электрической энергии потребителям, если они не содержат признаков аварии;

—   неправильные действия защит и автоматики, а также ошибочные действия персонала, приведшие к обесточению потребителей или снижению качества отпускаемой электрической и тепловой энергии;

—   вынужденное отключение оборудования или линий электропередачи из-за недопустимых отклонений параметров технического (технологического) состояния, если оно вызвало нарушение технологии энергопроизводства.

Функциональным отказом является [46]:

—   повреждение зданий, сооружений, оборудования, в том числе резервного и вспомогательного, линий электропередачи, не повлиявшее на технологический процесс производства и передачи энергии;

—   неправильные действия защит и автоматики, а также ошибочные действия персонала, если они не привели к обесточиванию потребителей или снижению качества отпускаемой электрической и тепловой энергии;

—   вынужденное отключение оборудования, линий электропередачи из-за недопустимых отклонений параметров технического (технологического) состояния, если это не вызвало нарушения технологии энергопроизводства.

Все случаи аварий и отказов оборудования электростанций регистрируются в актах расследования отказов¹. Ниже (рис. 2.1) представлена форма акта расследования отказа (технологического нарушения). В случае если santehniķis jūrmalā отказ произошел одновременно по нескольким узлам, то в акте заполняется соответствующее количество блоков сведений об отказавшем оборудовании (блоки IV, V, VI аналогичны блоку III). Акты отказов составляют в соответствии с [46, 47].

______________

¹При заполнении актов отказов в них заносится информация о режиме работы до возникновения отказа, обстоятельствах и причинах отказа, работе защит и автоматики, сигнализации, отключении другого оборудования. Объем этой информации должен давать ясное представление о фактических условиях работы, которые могли оказать влияние на возникновение отказа, об их последствиях и процессе ликвидации. Кроме того, в акт заносятся сведения, полученные после разборки поврежденного оборудования (анализа разрушенных элементов), о поврежденных узлах и деталях и месте их расположения, а также указываются мероприятия, направленные на предотвращение подобных отказов в будущем. Информация заносится в текстовом и кодовом видах.

АКТ

РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ В РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, СЕТИ ИЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

*****************************************************************

I. АДРЕСНЫЙ БЛОК

Предприятие

Энергоустановка

Номер акта

Дата возникновения события                                Время

Учетный признак

Включается ли в форму 16-энерго — (0 — да, 1 — нет)

Причины нарушения

Экономический ущерб (тыс. руб.)

II. ОПИСАТЕЛЬНЫЙ БЛОК

Описание режима работы до возникновения нарушения

Описание возникновения нарушения, его протекания

Дата и время восстановления режима

Описание характера повреждений элементов установки

Причины возникновения и развития нарушения

Недостатки эксплуатации

Недостатки проекта, конструкции и изготовления оборудования

Основные мероприятия по недопущению подобных нарушений

Дата и время восстановления оборудования

III. БЛОК СВЕДЕНИЙ ОБ ОТКАЗАВШЕМ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ

Отказавшее оборудование

Марка

Изготовитель оборудования

Год изготовления оборудования

Материал

Характер повреждения

Причина повреждения

Последствия нарушения

Дата включения

Станционный номер турбины                                                                         котла

Продолжительность отключения, ч                                                              Мощность отключ. блока, МВт

Наработка с начала эксплуатации, ч:

отказавшего оборудования                                                                             отказавшего узла

Тр.затраты на ремонт, чел-дн                                                                         Наработка от последнего КР, ч

VII. ВИЗОВЫЙ БЛОК

Состав комиссии                                  Комиссия, расследовавшая нарушение, назначена приказом по

от "_____ "___________ 200__г. №                               

Председатель:

Члены комиссии:

Рис. 2.1

При заполнении акта обязательно выполняется классификация отказа по причинам возникновения.

Все отказы, согласно [47], можно классифицировать по следующим группам: дефекты монтажа, дефекты ремонта, недостатки эксплуатации, дефекты изготовления и конструкции, в том числе исчерпание ресурса, прочие и невыясненные причины.

Недостатки конструкции могут обнаруживаться при различных наработках оборудования. Признаком недостатка конструкции являются неоднократно повторяющиеся аналогичные повреждения или нарушения, которые происходят при разрешенных параметрах эксплуатации и не могут быть объяснены влиянием никаких других факторов.

К дефектам изготовления узлов santehniķis daugavpilī и деталей относится несовершенство или нарушение технологических операций при изготовлении, термообработке и сборке.

Отказы из-за недостатков конструкции и дефектов изготовления составляют 15... 17 % общего числа отказов турбин [1].

Дефекты монтажа аналогичны дефектам изготовления: недостатки сварки, сборки, шабровки и другие. Такие дефекты чаще всего возникают при монтаже маслопроводов турбины, сборке системы регулирования, монтаже опорно-подвесной системы паропроводов.

Все невыявленные дефекты изготовления и монтажа являются скрытыми источниками будущих неисправностей и отказов. Однако, как показывает анализ причин отказов, большинство из них происходит из-за недостатков эксплуатации.

Отказы из-за недостатков эксплуатации включают в себя: отказы из-за ошибок персонала и нарушения производственных инструкций, отказы из-за несоответствия реальных условий работы проектным условиям (несовершенство режимов загрузки — разгрузки и технологии пусков — остановов).

Дефекты ремонта вызваны низким качеством выполнения ремонтных работ и проявляются чаще всего в течение 2...3 месяцев после окончания ремонта.

Расследованию и учету подлежат повреждения оборудования, произошедшие или выявленные во время работы, простоя, ремонта, опробования, профилактических осмотров и испытаний [46].

Однако не удается выяснить истинные причины возникновения [1] примерно 40 % поломок и повреждений турбинного оборудования.

Первичным носителем информации о каждом случае повреждения оборудования и причинах, его вызвавших, является акт расследования отказа. Обработка этой информации позволяет получать обобщенные статистические данные, характеризующие надежность работы различных типов турбин и их узлов, определить причины повреждений. Акт составляется в электронном виде и направляется в районные эксплуатационные управления и в фирму "ОРГРЭС" для обобщения.

Кроме этого, в энергетике приняты несколько основных видов отчетности о работе оборудования, также содержащих информацию о показателях надежности:

—   отчеты по форме 3-тех о тепловой экономичности оборудования;

—   отчеты по форме 6-тех (энерго) об использовании основного оборудования энергоблоков тепловой электростанции.

Отчеты по форме 3-тех о тепловой экономичности оборудования подготавливаются согласно [43]. В этом отчете приводятся следующие данные, необходимые для расчета показателей надежности турбоагрегата:

—   время работы турбоагрегата в генераторном режиме с выработкой активной мощности (с момента включения генератора в сеть до его отключения);

—   время нахождения турбоагрегата в резерве, включая вращающийся резерв без выработки активной мощности (моторный режим);

—   число всех пусков турбоагрегатов (плановых и неплановых).

При этом к плановым пускам относятся пуски турбоагрегатов или энергоблоков после плановых ремонтов и из резерва для покрытия диспетчерских графиков электрической и тепловой нагрузки. Все остальные пуски, независимо от согласования останова с диспетчерской службой, считаются неплановыми.

Отчет по форме 6-тех (энерго) об использовании основного оборудования энергоблоков тепловой электростанции подготавливается согласно [49]. В этом отчете предусмотрены разделы, отражающие следующие данные:

—   продолжительность работы турбоагрегата под нагрузкой;

—   максимальная рабочая кампания блока;

—   остановы блока в капитальный, средний и текущий ремонты (количество остановов и число часов простоя);

—   остановы блока в резерв (количество остановов и число часов простоя);

—   количество вынужденных остановов и число часов простоя блока из-за дефектов котла, турбины, генератора, трансформатора, автоматики и КИП, трубопроводов и арматуры, вспомогательного тепломеханического и вспомогательного электротехнического оборудования соответственно;

—   причины отказов оборудования (дефекты конструкции, изготовления, монтажа, ремонта, эксплуатации) с указанием дефектного узла.

В соответствии с требованиями [49] к отчету прилагается пояснительная записка, в которой указаны продолжительность и причина каждого останова (планового и непланового) работы, проведенные во время капитальных и средних ремонтов.

На основе заполненных актов расследования отказов и отчетов электростанций по формам 3-тех и 6-тех ОРГРЭС ежегодно выпускает сборники "Анализ работы энергетических блоков мощностью 150—1200 МВт" и "Обзор повреждений тепломеханического оборудования электростанций с поперечными связями и тепловых сетей", в которых представляются результаты многостороннего анализа работы оборудования. Специальный раздел посвящен показателям работы паровых турбин; в нем приводятся значения средней нагрузки, наработки на отказ, среднего времени восстановления, параметра потока отказов, коэффициента рабочего времени, коэффициента плановых и неплановых простоев, коэффициента оперативной готовности для каждого типа турбоагрегатов.

С 2001 г. в соответствии с [50] все нарушения в работе оборудования подразделяются на аварии и инциденты.

Инцидент — отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте (если они не содержат признаки аварии).

2.3. ОСНОВНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ УЗЛОВ И ДЕТАЛЕЙ ТУРБИН

Посредством сбора и обработки информации о надежности оборудования решаются следующие задачи: определение причин отказов; выявление тех деталей и узлов оборудования, которые лимитируют его надежность; оптимизация норм расхода запасных частей и системы планово-предупредительных ремонтов; выявление условий и режимов эксплуатации, влияющих на надежность; определение экономической эффективности мероприятий по повышению надежности.

Анализ отказов проводится на основе информации, представляемой электростанциями — актов расследования отказов и других форм отчетности. Результаты анализа во многом зависят от качества заполнения этих первичных документов. К сожалению, известно, что на многих ТЭС по ряду отказов акты не заполняются или в них указываются не все повреждения узлов. Не всегда сообщается информация о дефектах, которые выявляются во время планового ремонта оборудования. По этим и другим причинам официальная статистика отказов и причин, их вызвавших, получается неполной и иногда не вполне объективной [51]. Тем не менее результаты статистического анализа информации, получаемой от электростанций, дают достаточный объем информации для качественного анализа возможных дефектов узлов турбин и признаков, по которым можно судить о возникновении этих дефектов. Достоверность результатов такого анализа в значительной мере зависит от количества объектов, по которым собиралась информация.

Ниже представлены результаты анализа причин отказов турбин и турбинного оборудования более чем по 800 паротурбинным установкам мощностью от 100 до 800 МВт разных типов и разных заводов-изготовителей, произошедших за последние 15 лет и вызвавших останов турбоагрегата, на основе обобщения статистического материала, представленного в работах [5, 6, 52...54], а также форм отчетности электростанций "Акт расследования технологического нарушения в работе электростанции, сети и энергосистемы".

Для выполнения анализа все отказы турбин, согласно принятой методике [52, 53], подразделялись в соответствии с их причинами на следующие группы: повреждения проточной части, повреждения системы парораспределения, повреждения системы регулирования, повреждения подшипников, повреждения маслосистемы, повреждения трубопроводов и арматуры, повреждения прочих элементов.

Анализ повреждаемости узлов проводился раздельно для выборок по каждому типу турбин, представленных в табл. 2.1 (в таблице указан тип головного агрегата, а в графе "Количество" учтены также и все модификации). Необходимо отметить, что среди однотипных турбин, входящих в одну анализируемую группу, имелись турбины разных модификаций с различной наработкой; кроме того, они отличались друг от друга качеством ремонта и условиями эксплуатации (износ оборудования, количество пусков, качество используемой воды и другие). В связи с этим результаты анализа позволяют сделать только "качественную" оценку надежности узлов.

Таблица 2.1

Типы и количество анализируемых установок

Турбоустановка с турбиной типа	Количество	Турбоустановка с турбиной типа	Количество
К-800-240 ЛМЗ	19	К-300-240 ХТЗ	76
К-500-240 ЛМЗ	6	К- 150- 130 ХТЗ	84
К-300-240 ЛМЗ	89	Т-250/300-240 ТМЗ	29
К- 100-90 ЛМЗ	95	Т-175-130 ТМЗ	15
Т- 180/210- 130 ЛМЗ	17	Т- 100- 130 ТМЗ	190
К-500-240 ХТЗ	10	ПТ-135-130 ТМЗ	31

При проведении анализа была применена следующая методика: для турбин каждого типа общее число отказов за исследуемый период принято за 100 % и затем, на основе этих данных, определена доля отказов, вызванных повреждениями элементов в соответствии с принятой выше классификацией. Аналогичные расчеты выполнены для определения доли времени восстановления из-за повреждений каждой группы элементов.

Результаты анализа показали, что доля отказов и доля времени восстановления из-за повреждений элементов каждой группы практически для всех типов турбин, представленных в табл. 2.1, имеют близкие значения.

На рис. 2.2 представлены усредненные по всем типам анализируемого оборудования данные по распределению отказов турбин по причинам. Наибольшее число отказов приходится на повреждения систем регулирования и повреждения подшипников.

Для отдельных типов турбин возможны отклонения от общей картины. Например, для турбин типа Т-175-130 и ПТ-135-130 ТМЗ наиболее характерны повреждения элементов проточной части — более 40 % общего числа отказов (трещины в дисках, поломка лопаток, повреждения бандажных связей), а для турбины типа Т-100-130 ТМЗ — повреждения системы парораспределения — 20,6 % отказов (обрыв штоков клапанов, их изгиб, трещины в корпусах клапанов, повреждения сопловых коробок клапанов, дефекты кулачкового распределительного устройства). Для ряда турбин до 30 % неплановых остановов вызваны неудовлетворительным вибросостоянием (низкочастотная вибрация, задевания в проточной части, разбалансировка, расцентровка, тепловой прогиб роторов и тому подобное).

Причины отказов

Рис. 2.2. Распределение отказов турбин по причинам:

/ — повреждения проточной части; 2 — повреждения системы парораспределения; 3 — повреждения системы регулирования; 4 — повреждения подшипников; 5 — повреждения маслосистемы; 6 — повреждения трубопроводов и арматуры; 7 — повышенная вибрация

Рис. 2.3. Повреждаемые детали ротора:

1 — рабочие лопатки; 2 — вал ротора; 3 — муфта; 4 — концевые уплотнения; 5 — диафрагменные и надбандажные уплотнения; 6 — бандаж; 7 — диск

_____________________________________________________________________________________

Наибольшее время восстановления требуется при отказах из-за повреждений проточной части (повреждения элементов паровпуска, лопаточного аппарата, уплотнений, дисков, диафрагм и так далее) и повреждений подшипников (повреждения баббита, повышенный нагрев, перекос подшипника).

Ниже представлены результаты анализа наиболее часто встречающихся повреждений отдельных узлов турбин: роторов, подшипников, рабочих лопаток, элементов маслосистем и так далее.

При анализе повреждений ротора отдельно рассматривались следующие детали: вал ротора, муфты, диски, уплотнения, рабочие лопатки. Распределение отказов этих элементов представлено на рис. 2.3. Наибольшее число повреждений приходится на долю рабочих лопаток (46,8 %). Повреждаемость вала ротора составляет 17 %; при этом 75 % повреждений вала ротора — это прогиб вала, который обычно сопровождается задеваниями в проточной части и повреждением гребней концевых уплотнений. Наиболее частыми причинами прогиба ротора в анализируемых отказах были задевания ротора о неподвижные части вследствие коробления цилиндра при попадании влаги, значительных расцентровок, малых зазоров в уплотнениях, повышенного уровня вибрации; в 30 % случаев причина прогиба вала — заброс воды в проточную часть. Кроме того, характерным повреждением для роторов является образование трещин вала со стороны осевого канала, что, как правило, определяется усталостью металла.

Большинство повреждений рабочих лопаток (до 65 %), распределение которых представлено на рис. 2.4, a, связано с обрывом пера рабочей лопатки в прикорневой зоне и в сечении отверстий под демпферную проволоку. В ряде случаев обнаружены трещины в лопатке (»12% общего числа повреждений рабочих лопаток) и повышенный эрозионный износ рабочих лопаток (» 8 % повреждений рабочих лопаток). Обрыв рабочих лопаток практически всегда сопровождаются заметными изменениями в состоянии турбины (рис. 2.4, б). В большинстве случаев (62 %) происходит изменение вибрационного состояния турбины. Кроме того, в 14 % случаев повреждения рабочих лопаток сопровождаются шумом в проточной части. Еще одним распространенным признаком (до 10 % случаев) обрыва в основном лопаток части низкого давления является увеличение жесткости конденсата. В 14 % случаев останова турбин с поврежденными рабочими лопатками наблюдается сокращение времени выбега ротора (как правило, из-за высокого уровня вибрации). Во многих случаях эти признаки наблюдаются одновременно в различных комбинациях. Большинство дефектов рабочих лопаток (рис. 2.4, в) связано с исчерпанием запасов прочности и усталостью металла (50 % повреждений). Второй основной причиной дефектов является эрозионный износ входных и выходных кромок (25 % повреждений).

Рис. 2.4. Повреждения рабочих лопаток:

а — распределение повреждений рабочих лопаток (1 — обрыв рабочих лопаток; 2 — трещины в лопатках; 3 — эрозийный износ лопаток; 4 — повреждения бандажа; 5 — подрезка шипов рабочих лопаток; 6 — разрушение демпферной проволоки); б— признаки наблюдаемые при повреждениях рабочих лопаток (/ — нарушение нормального вибросостояния; 2 — шум в проточной части; 3 — сокращение времени выбега ротора; 4 — увеличение жесткости конденсата вследствие повреждения трубок конденсатора оторвавшимися рабочими лопатками или их частями); в — распределение причин повреждений рабочих лопаток (1 — исчерпание запасов прочности и усталость металла; 2 — эрозионный износ; 3 — коррозионный износ; 4 — прочее)

Рис. 2.5. Повреждения опорных подшипников:

а — распределение повреждений опорных подшипников (1 — подплавление баббита; 2 — выкрашивание баббита; 3 — отслоение баббита; 4 — натяг баббита; 5 — натиры на баббите; 6 — местные выработки в баббите; 7 — следы попадания посторонних предметов; 8 — прочее); б — признаки, наблюдаемые при повреждении опорных подшипников (1 — изменение вибросостояния; 2 — повышение температуры баббита вкладышей; 3 — течь масла; 4 — дым из подшипника; 5 — прочее); в — распределение причин повреждений опорных подшипников (1 — ухудшение маслоснабжения; 2 — расцентровка опор и роторов; 3 — нарушение нормального вибросостояния; 4 — некачественная заливка и повреждения баббита; 5 — стесненное перемещение подшипника; 6 — низкое качество масла; 7 — попадание инородного предмета; 8 — качество сборки и работы муфт; 9 — отклонение величины натяга; 10 — прочее)

Анализ причин и характера повреждаемости подшипников проводился отдельно для опорных, упорных и упорно-опорных подшипников, уплотняющих подшипников генератора. При этом повреждения опорных подшипников составляют 42 % от общего числа повреждений подшипников, а повреждения упорных (упорно-опорных) — 45 %.

Дефекты опорных подшипников (рис. 2.5, а) сводятся в основном к различным повреждениям баббита вкладышей. Наиболее часто происходят выкрашивание баббита (»16 % всех повреждений); подплавление его ((»16 %); натяг (12,5 %); отслоение, скол, растрескивание (12,5 %).

Дефекты опорных подшипников сопровождаются заметными изменениями в состоянии турбоагрегата (рис. 2.5, б). Наиболее характерными признаками являются: изменение вибросостояния подшипников (при 50 % повреждений); повышение температуры баббита (» 22 %), течь масла (13 %). Одними из основных причин повреждений опорных подшипников, распределение которых представлено на рис. 2.5, в, являются проблемы с маслом — ухудшение маслоснабжения (» 30 % всех причин) и низкое качество масла из-за его обводнения (» 6 %). Ухудшение маслоснабжения происходило как из-за малой (меньше формулярной) величины зазоров в подшипнике, так и из-за дефектов маслосистемы (прекращение подачи масла или временный срыв масляного клина из-за повреждения масляных насосов и их позднего включения, снижение давления масла, перекрытие напорных маслопроводов посторонним предметом).

В ряде случаев наблюдались значительные протечки масла из корпуса подшипника, их причиной были увеличенные зазоры по масляным уплотнениям подшипника, перекрытие посторонними предметами сливных маслопроводов и засорение дренажных отверстий.

При повреждениях упорных и опорно-упорных подшипников происходит в основном под-плавление или выплавление баббита колодок (39 % повреждений), а также их механическое повреждение и износ (49 %). В большинстве случаев (64 %) повреждения упорных подшипников вызывают увеличение осевого сдвига ротора часто до срабатывания защиты (рис. 2.6, а). Характерными признаками повреждений упорных подшипников являются также повышение температуры баббита упорных колодок (18 %) и увеличение уровня вибрации (12 %). В ряде случаев при повреждениях упорных подшипников все эти признаки наблюдаются одновременно. Причины повреждений упорных колодок представлены на рис. 2.6, б. Основная причина — увеличение величины осевого усилия (» 62 % повреждений). Причиной 13 % повреждений признается низкое качество масла из-за его обводнения. Третья по частоте проявления группа причин (10 %) связана с дефектами ремонта (высокие или малые натяги на сферу, неправильная подгонка вкладышей, неравномерное усилие на колодки).