УДОСКОНАЛЕННЯ СИСТЕМИ ТЕХНІЧНОГО ОБСЛУГОВУВАННЯ ТА РЕМОНТУ ПАРОВИХ ТУРБІН НА ОСНОВІ ПРОГНОЗНИХ МОДЕЛЕЙ

Лук’яненко, Геннадій Григорович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7178

Title:	УДОСКОНАЛЕННЯ СИСТЕМИ ТЕХНІЧНОГО ОБСЛУГОВУВАННЯ ТА РЕМОНТУ ПАРОВИХ ТУРБІН НА ОСНОВІ ПРОГНОЗНИХ МОДЕЛЕЙ
Authors:	Калейніков, Геннадій Євгенійович Лук’яненко, Геннадій Григорович
Keywords:	турбіна;моделювання
Issue Date:	30-Jan-2026
Abstract:	Мета роботи. Прогнозування залишкового ресурсу роботи парової турбіни, що відпрацювала значний строк експлуатації, та обґрунтування продовження її експлуатації з метою вдосконалення регламенту й технології ремонтних робіт. Для досягнення поставленої мети сформульовано такі завдання: 1. Створити масив даних і класифікувати відомості, що містяться в ремонтній документації, про утворення дефектів в елементах, вузлах і деталях парових турбін; 2. За матеріалами ремонтної документації розробити інформаційну модель індивідуального строку служби; 3. Розробити алгоритм розрахунку процесу утворення дефектів у вузлах парової турбіни; 4. Провести класифікацію ремонтних вузлів і блоків парової турбіни за матеріалами ремонтної документації; 5. Розробити методику розрахунку залишкового ресурсу, проаналізувати й перевірити достатність доказів обґрунтованості розрахунку та спрогнозувати залишковий ресурс досліджуваних парових турбін.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7178
Appears in Collections:	144 Теплоенергетика (Теплоенергетика)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Дисертація Лукяненка.pdf Restricted Access		2.17 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
Кафедра енерготехнологій

„ЗАТВЕРДЖУЮ”
Завідувач кафедри Енерготехнологій
_______________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ
“___” ___ 2025 р.

МАГІСТЕРСЬКА КВАЛІФІКАЦІЙНА РОБОТА
на тему:
«УДОСКОНАЛЕННЯ СИСТЕМИ ТЕХНІЧНОГО
ОБСЛУГОВУВАННЯ ТА РЕМОНТУ ПАРОВИХ ТУРБІН НА
ОСНОВІ ПРОГНОЗНИХ МОДЕЛЕЙ»

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
код роботи МКР 25.144.52 ПЗ
Спеціальність 144 - Теплоенергетика

Виконавець роботи:
_________________________ Лук’яненко Геннадій Григорович ______________________
(підпис, дата)
Науковий керівник:
_________________Калейніков Г.Є., к.т.н., доц.__________________________
(підпис, дата)
Рецензент:
____________________________________________________________________
(підпис, дата)

Черкаси, 2025 р.

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
Кафедра енерготехнологій

„ЗАТВЕРДЖУЮ”
Завідувач кафедри Енерготехнологій
________________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ
“____” _____ 2025 р.

ЗАВДАННЯ
до магістерської кваліфікаційної роботи___Лук’яненко Геннадій Григорович ______________
(прізвище, ім’я та по-батькові студента)
1. Тема «Удосконалення системи технічного обслуговування та ремонту парових турбін на
основі прогнозних моделей.»

затверджена наказом ректора університету від “15”вересня 2025 р., № 261/03-03

2. Термін здачі студентом завершеної роботи __12.12.2025____________________________
3. Вихідні дані: Технологія спалювання пилоподібного вугілля
4. Перелік питань, які повинні бути розроблені в роботі:
5. Перелік графічного матеріалу: тема роботи, висновки.
6. Консультанти з роботи з зазначенням розділів роботи, які їх стосуються
Підпис, дата
Розділ Консультант завдання видав завдання прийняв
Розділи 1-3 Калейніков Г.Є..
ОП та безпека в НС Цікановський В.Л.

7. Дата видачі завдання “_____”______. 2025 р.

Керівник _____________________
Завдання прийняв до виконання _________________
РЕФЕРАТ

Кваліфікаційна робота магістра Лук’яненко Геннадія Григоровича на тему
«Удосконалення системи технічного обслуговування та ремонту парових турбін
на основі прогнозних моделей» містить 102 сторінок текстового документа, 64
використаних джерел, 28 малюнків.
Керівник – Калейніков Г.Е. к.т.н., доц.
Мета роботи. Прогнозування залишкового ресурсу роботи парової турбіни,
що відпрацювала значний строк експлуатації, та обґрунтування продовження її
експлуатації з метою вдосконалення регламенту й технології ремонтних робіт.
Для досягнення поставленої мети сформульовано такі завдання:
1. Створити масив даних і класифікувати відомості, що містяться в
ремонтній документації, про утворення дефектів в елементах, вузлах і деталях
парових турбін;
2. За матеріалами ремонтної документації розробити інформаційну модель
індивідуального строку служби;
3. Розробити алгоритм розрахунку процесу утворення дефектів у вузлах
парової турбіни;
4. Провести класифікацію ремонтних вузлів і блоків парової турбіни за
матеріалами ремонтної документації;
5. Розробити методику розрахунку залишкового ресурсу, проаналізувати й
перевірити достатність доказів обґрунтованості розрахунку та спрогнозувати
залишковий ресурс досліджуваних парових турбін.

ЗМІСТ
ВСТУП ........................................................................................................................ 4
РОЗДІЛ 1 ОГЛЯД РОБІТ З ТЕМИ ДОСЛІДЖЕННЯ ............................................ 10
РОЗДІЛ 2 НЕСПРАВНОСТІ ЕЛЕМЕНТІВ ТУРБОУСТАНОВКИ ТА ЇХ
КЛАСИФІКАЦІЯ ……………………………………………………………….... 20
2.1 Класифікація порушень у роботі паротурбінного обладнання електростанцій. 20
2.2 Аналіз розподілу відмов турбін ..................................................... 28
2.3 Показники тривалості утворення дефектів ........................... 31
РОЗДІЛ 3 РЕМОНТНА ДОКУМЕНТАЦІЯ ЯК ДЖЕРЕЛО ВІДОМОСТЕЙ ПРО
ДЕФЕКТИ ОБЛАДНАННЯ………………………………………………………. 41
3.1 Методика збирання та аналізу інформації щодо експлуатації та ремонтів 41
3.2 Класифікація вузлів і деталей парової турбіни ................ 45
3.3 Інформаційна модель індивідуального строку служби парової турбіни за
матеріалами ремонтної історії ....................................................................... 54
3.4 Ресурсні характеристики роботи турбін .................................. 59
3.5 Методика визначення показників виробничих циклів турбіни ............. 67
РОЗДІЛ 4. ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ
4.1 Вимоги безпечного обслуговування турбінних установок
4.1.1. Обслуговування парових турбоагрегатів
4.1.2. Безпечне обслуговування газотурбінних та парогазових установок
4.1.3. Заходи безпеки під час роботи з вогнестійкими мастилами
4.2 Вимоги безпечного обслуговування хлораторних установок
4.2.1. Робота з рідким хлором
4.2.2. Робота з хлорним вапном
Висновки ............................................................................................................. 74

МКР 25.144.52 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лук’яненко Зміст Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков
Реценз. магістерської роботи
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-45
Затверд. Калейніков
ВСТУП
Актуальність теми
Енергетична стратегія України на довгострокову перспективу, поряд із
створенням нових енергоефективних парогазових і газотурбінних
електростанцій, а також освоєнням обладнання на надкритичні параметри пари,
передбачає створення умов для суттєвого продовження строку експлуатації
діючого енергетичного обладнання як вимушеного шляху забезпечення
споживачів тепловою та електричною енергією. При цьому необхідно
враховувати, що зношення тепломеханічного обладнання багатьох
електростанцій досягло такого рівня, за якого подальша експлуатація стає
небезпечною.
Дослідження експлуатації обладнання та розслідування технологічних
порушень на парових турбінах показують, що частими причинами пошкоджень
є: недоліки в організації експлуатації й технічного обслуговування, ремонтних і
діагностичних робіт, вхідного контролю новоустановлених вузлів і елементів
парових турбін, недостатня відповідальність інженерно-технічних працівників і
керівників, а також послаблення роботи виробничих служб підприємств
енергетики.
На електростанціях повільно впроваджуються науково-технічні розробки,
спрямовані на підвищення надійності та економічності парових турбін [1]. На
модернізацію основного й допоміжного обладнання не виділяється достатньо
коштів, що призводить до подальшого зношення обладнання та зниження
надійності роботи електростанцій.
Основні напрями досліджень у цій галузі полягають у вивченні
зношування металів і матеріалів, що застосовуються під час виготовлення
обладнання. Багато робіт присвячено дослідженню вібраційних характеристик, а
також створенню програмних продуктів для автоматизації управління
технологічними процесами у виробництві та розподілу навантаження між
обладнанням.
Серед численних проведених і таких, що проводяться, досліджень загальна
теорія надійної роботи парових турбін розроблена недостатньо. Вона могла б
бути розвинута шляхом поглибленого вивчення сукупності дефектів вузлів і
деталей, що виявляються під час проведення планових ремонтів.
Існує об’єктивна необхідність удосконалення технології ремонтно-
експлуатаційного обслуговування парових турбін, які відпрацювали тривалий
виробничий строк, у напрямі подовження безаварійного пробігу.
Мета роботи. Прогнозування залишкового ресурсу роботи парової турбіни,
що відпрацювала значний строк експлуатації, та обґрунтування продовження її
експлуатації з метою вдосконалення регламенту й технології ремонтних робіт.
Завдання роботи
На електричних станціях нині експлуатується кілька сотень парових турбін
різної потужності та різних заводів-виробників. Частка виробництва
електроенергії паровими турбінами становить близько 65–70 %. Основна частина
з них уже вичерпала свій проєктний ресурс, проте продовжує працювати під
навантаженням.
Для вдосконалення регламенту ремонтних робіт необхідно вивчити
індивідуальні послідовності роботи та ремонтів парових турбін, що
відпрацювали значний строк експлуатації, за матеріалами ремонтної
документації. Вивчення такого індивідуального порядку експлуатації парових
турбін є актуальним, оскільки передбачається їх подальша тривала експлуатація.
Елементи діючих парових турбін мають значний знос, а періодичні планові
ремонти не забезпечують заміну всіх зношених вузлів, проте турбіни
продовжують працювати під навантаженням. Необхідно дослідити індивідуальні
ресурси парових турбін і обґрунтувати рекомендації щодо обсягів, строків і
порядку ремонтно-експлуатаційного обслуговування.
Відомості про послідовність і обсяги ремонтних та робочих процедур на
турбінному обладнанні містяться в неструктурованому вигляді у пакетах
ремонтної документації, що зберігаються на електростанціях як додатки до
формулярів обладнання.
Для досягнення поставленої мети сформульовано такі завдання:
1. Створити масив даних і класифікувати відомості, що містяться в
ремонтній документації, про утворення дефектів в елементах, вузлах і деталях
парових турбін;
2. За матеріалами ремонтної документації розробити інформаційну модель
індивідуального строку служби;
3. Розробити алгоритм розрахунку процесу утворення дефектів у вузлах
парової турбіни;
4. Провести класифікацію ремонтних вузлів і блоків парової турбіни за
матеріалами ремонтної документації;
5. Розробити методику розрахунку залишкового ресурсу, проаналізувати й
перевірити достатність доказів обґрунтованості розрахунку та спрогнозувати
залишковий ресурс досліджуваних парових турбін.
Наукова новизна
Наукова новизна роботи полягає у створенні методології прогнозування, що
підвищує об’єктивність оцінки індивідуального строку служби тривало
працюючого обладнання на основі ремонтної документації та дозволяє подати
процеси утворення дефектів у вузлах і деталях парової турбіни в межах
виробничих циклів у формі, придатній для вдосконалення регламенту та
технології ремонтних кампаній.
Методи досліджень
Розроблений підхід до вирішення завдань визначення індивідуального
ресурсу парової турбіни полягає у статистичному аналізі експлуатаційних і
ремонтно-технологічних даних для оцінки динаміки поточного ресурсу та
комп’ютерному моделюванні змін ресурсних характеристик із метою
прогнозування можливого подовження строку експлуатації.
Метод базується на дослідженні ремонтної документації, структуруванні та
обробці інформації, що в ній міститься.

РОЗДІЛ 1. ОГЛЯД РОБІТ ЗА ТЕМОЮ ДОСЛІДЖЕННЯ

МКР 25.144.52 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лук’яненко Розділ 1 Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков
Реценз.
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-45
Затверд. Калейніков
РОЗДІЛ 1. ОГЛЯД РОБІТ ЗА ТЕМОЮ ДОСЛІДЖЕННЯ

Існує значна кількість досліджень у сфері застосування математичних
методів та засобів кібернетики для вивчення режимів роботи, перехідних
процесів, стійкості, надійності та управління динамічними системами, а також
розробка концепцій, методичних принципів, алгоритмів аналізу та синтезу
надійності енергетичних систем на різних рівнях управління; створення
принципів побудови та алгоритмічного забезпечення автоматизованої системи
диспетчерського управління електроенергетичними системами; різнобічні
дослідження зі створення наукової концепції формування електроенергетичних
систем на перспективу.
На основі відмов у роботі теплоенергетичного обладнання теплових
електростанцій ОРГРЕС щороку проводився огляд пошкоджень
тепломеханічного обладнання електростанції та розраховувалися показники
надійності роботи теплоенергетичного обладнання ТЕС [2–33].
Описані нестандартні методи підходу до застосування ЕОМ та методів
математичного моделювання при теплових розрахунках теплоенергетичного
обладнання електростанцій [34]. Було проведено дослідження оперативного
контролю роботи енергоблоків з метою розробки методів організації
діагностичного забезпечення основного та керуючого обладнання
електростанцій [35–40].
Проведені дослідження сучасного стану проблем експлуатації та способів
оновлення основного та допоміжного обладнання теплових електростанцій у
НВО з дослідження та проектування енергетичних систем [48–62].
Розглянуті автоматизовані системи оперативного управління режимами
роботи електростанцій та системи ремонтного обслуговування в ході
реструктуризації галузі [63–67].
Проведені дослідження вібраційного стану, розглянуті причини пошкоджень
та використані нетрадиційні рішення для підвищення економічності та
надійності парових турбін [68–71].
Проведені дослідження з розробки методології та створення аналітичного
апарату визначення залишкового ресурсу довго експлуатованого
тепломеханічного обладнання електростанцій з урахуванням наявності
макропошкоджень у металі [72–78].
Проведені дослідження з підвищення якості діагностики та ідентифікації
технічного стану складних турбоенергоустановок на основі розробки методології
та моделей реалізації інтелектуальних експертних діагностичних систем
розпізнавання стану з використанням чіткої та нечіткої інформації [79–85].
Розглянуто показники, що відповідають за обов’язковий та рекомендований
вивід установленого обладнання з експлуатації, а також наведені рекомендації
щодо прийняття рішення про модернізацію обладнання, продовження строку
його експлуатації залежно від технічного стану обладнання, потреби у тепловій
та електричній енергії та наявності в регіоні конкурентних джерел. Також
проведено оцінку надійності литих корпусних деталей парових турбін, які мають
повторні ремонтні підварки [86–94].
Деякі роботи присвячені підвищенню експлуатаційної надійності
потужного турбоагрегата за рахунок зниження вібрації поблизу номінального
значення потужності [95].
У публікаціях останніх років можна побачити дослідження, присвячені
окремим електростанціям і турбоустановкам. Розглянуто експлуатаційну
надійність та перспективи продовження строків служби тепломеханічного
обладнання ГРЕС [77].
Розглянуто питання організації ремонту обладнання парових турбін та
паротурбінних установок: типовий конструкції, технічні характеристики та
матеріали деталей парових турбін, показники надійності обладнання, характерні
дефекти та причини їх виникнення, основні операції, що виконуються під час
ремонту тощо [101–102].
Розробляються інноваційні технології технічної діагностики та нові критерії
оцінки ресурсу потенційно небезпечного обладнання, що використовується у
паливно-енергетичному комплексі України [103–106].
Проводяться дослідження щодо створення, ведення та систем захисту баз
даних, що містять інформацію про надійність та ефективність енергоблоків ГРЕС
[107–109].
В рамках перспективної програми забезпечення живучості електростанцій з
енергоблоками 300 МВт, що відпрацювали парк ресурс, розроблено ефективні
системи моніторингу трубних систем і труб ПН ТЕС, що дозволяють поетапно
відстежувати ступінь вичерпання робочого ресурсу, запобігаючи руйнуванням
[110].
Розроблено структурну схему реконструкції ТЕС, яка дозволяє з
максимальною ефективністю скласти план «старіючої» ТЕС, здійснити пошук
енергозберігаючих технологій, інвестицій та поетапну реалізацію плану
реконструкції ТЕС [111].
Розроблено наукові положення та фізико-хімічні основи ерозійно-
корозійних процесів, критерії моделювання та методики ерозійно-корозійних
випробувань, що дозволили визначити науково-практичні принципи та методи
контролю, управління та прогнозування ерозійно-корозійного стану металів у
двофазних і багатокомпонентних потоках [112].
За результатами досліджень розроблено наукові основи для прогнозу
кількості корозійних відкладень на теплообмінних поверхнях парогенераторів,
строків хімічного промивання парогенераторів, прогнозування числа заглушених
теплообмінних трубок різних апаратів ТЕС і АЕС [113].
Проведено дослідження у сфері розробки методів оцінки ресурсу тривало
експлуатованого теплосилового обладнання ТЕС на основі досліджень
закономірностей розвитку втомних тріщин та тріщин корозійної втоми у
широкому інтервалі варіації механічних параметрів навантаження та
характеристик водного середовища, що впливає на метал, а також тріщин
повзучості при тривалому статичному навантаженні у робочому діапазоні
температур [114].
Представлені наукові та методичні основи вдосконалення управління та
організації системи технічного обслуговування і ремонту обладнання теплових
електростанцій з урахуванням сучасної ситуації в енергетиці [115].
Запропоновано підвищення якості діагностики та ідентифікації технічного
стану складних турбоенергоустановок на основі розробки методології та моделей
реалізації інтелектуальних експертних діагностичних систем розпізнавання
стану з використанням чіткої та нечіткої інформації. У роботі представлені
результати проектування та впровадження експертної діагностичної системи
функціонально-гібридного типу під назвою SKAIS. Розроблено математичне та
програмне забезпечення, побудоване з використанням методології та методів
теорії штучного інтелекту, системного аналізу та теорії дослідження операцій,
яке може стати базою для розробки нового покоління гібридних систем
діагностики для галузі [116].
Сформульовано та обґрунтовано основні параметри підсистем моніторингу
відповідно до загальних принципів комплексної системи моніторингу стану ПТУ
для основних процесів та елементів технологічних підсистем ПТУ: вібростану,
систем регулювання, теплових розширень парової турбіни, допоміжного
обладнання (питальних насосів, конденсатних насосів, насосів системи
циркуляційного водопостачання та мережевих насосів). Показано та
обґрунтовано, що для забезпечення надійної експлуатації та оптимізації витрат
на ремонт необхідно розробити індивідуальні стратегії ремонту та технічного
обслуговування обладнання ПТУ з урахуванням особливостей їх експлуатації
тощо [117].
Фахівцями Інституту проблем машинобудування ім. А. Н. Подгорного
Національної академії наук України створено систему та програмний комплекс
для реалізації методології діагностування теплового та вібраційного стану,
маловитратної модернізації та продовження ресурсу турбін електростанцій
великої потужності. За допомогою вихрових безконтактних датчиків вібрацій
роторів забезпечується підвищення експлуатаційної надійності, економічності
теплоенергетичного обладнання та продовження їхнього строку служби [120].
У інституті також проводяться розробки методів, алгоритмів і програм
підвищення ефективності та надійності парових і газових турбін, включно з
вологопаровими ступенями; удосконалення технічних схем турбоустановок при
їх реконструкції та модернізації; вдосконалення АСУТП турбоустановок на
основі рішення задач діагностики за термодинамічними параметрами;
експериментальна відпрацювання радіохвильового методу неруйнівного
контролю з метою створення макетів приладів для контролю стану та
діагностики елементів енергообладнання і об’єктів машинобудування в процесі
їхнього виготовлення та експлуатації тощо [120].
Розроблено:
− пакет прикладних програм для автоматизованого проєктування лопатевих
апаратів турбомашин з оптимальними показниками економічності та надійності;
− пакети прикладних програм для розв’язання задач удосконалення
технологічних схем турбоустановок:
– розрахункова оцінка ефективності заходів при модернізації технологічних
схем;
– діагностика стану турбоустановок за термодинамічними параметрами;
− пакети прикладних програм для розрахунку робочих процесів у ступенях
вологопарових турбін:
− розрахунок механічних втрат енергії від вологості з урахуванням
переотраження крапель;
− розрахунок інтенсивності ерозійного зносу робочих лопатевих апаратів з
оцінкою втрат від ерозії;
− методологія та технічні пропозиції для вирішення задач автономізації
енергопостачання та енергозбереження на основі встановлення турбін малої
потужності на комунальних котельнях і енергоузлах промислових підприємств;
− прилад для вимірювання товщини діелектричної плівки у процесі її
виробництва з використанням контактного радіохвильового методу;
− макет приладу для безконтактного вимірювання товщини препрегів та
діелектричних плівок радіохвильовим методом із використанням міліметрового
діапазону довжин хвиль;
− макет приладу для прецизійного вимірювання теплових розширень
енергопродукуючого обладнання без прив’язки до абсолютної системи
координат із використанням міліметрового діапазону довжин хвиль;
− макет системи для визначення інтенсивності ерозійного зносу робочих
лопаток останніх ступенів турбін у процесі експлуатації на основі
радіохвильового методу.
Серед робіт, що виконуються, є програмні продукти для оцінки міцності,
надійності та довговічності обладнання АЕС, як для існуючих атомних
енергетичних установок, так і для проектованих. Розрахунки на міцність і
довговічність проводяться не лише з урахуванням властивостей матеріалів, а й із
врахуванням впливу умов експлуатації обладнання. Для проведення розрахунків
використовуються дво- та тривимірні кінцевоелементні моделі, що відображають
особливості конструкції обладнання. Велика увага приділяється питанням
продовження строку служби енергетичного обладнання атомних електростанцій,
а також проведенню розрахунків його залишкового ресурсу роботи.
Роботи, які обґрунтовують продовження строку служби обладнання, були
виконані на кількох атомних станціях.
Розглядаються управління виробничими фондами в енергетиці за
допомогою програмних продуктів на основі пакетів «1С» та Access,
впроваджених на деяких електромережевих підприємствах при плануванні
планових профілактичних ремонтів.
Проводяться дослідження з оптимізації роботи обладнання на ТЕС, у
результаті яких були створені такі програмні продукти:
- програма розрахунку техніко-економічних показників енергоблоку з
реакторною установкою ВВЕР-1000;
- програма розрахунку показників ефективності соплової системи
паророзподілу турбіни;
- розподіл навантаження на ТЕЦ із поперечними зв’язками з урахуванням
потокорозподілу води;
- програмний комплекс для розрахунку характеристик відносного приросту
витрати палива ГРЕС;
- автоматизований розрахунок нормативних та фактичних показників
теплової ефективності ГРЕС та ТЕЦ;
- розрахунок фактичних та нормативних техніко-економічних показників за
звітний період ТЕЦ;
- розподіл навантажень на ТЕЦ із поперечними зв’язками тощо.

Висновки
1. Аналіз опублікованих робіт, досліджень та отриманих результатів
свідчить про те, що основна увага в роботах з надійності приділяється
дослідженню пошкоджуваності металу деталей, вузлів та елементів, а також
вивченню вібраційних характеристик парових турбін. При цьому утворення
дефектів у елементах турбіни, як правило, не розглядається.
2. Розглянуті роботи та розроблені програмні продукти орієнтовані на
використання поточних показників та оптимізацію на їх основі роботи
обладнання електростанцій у цілому.
3. Пошук досліджень, проведених закордонними колегами, не дозволив
виявити робіт, спрямованих на продовження строку служби парової турбіни або
на використання ремонтної документації, що зберігається в архіві. Це
пояснюється тим, що роботи іноземних учених носять корпоративний характер і
є недоступними для публічного вивчення.
4. На основі аналізу опублікованих робіт, досліджень та отриманих
результатів для визначення залишкового ресурсу парової турбіни необхідно:
− знайти джерела об’єктивної інформації, зібрати та класифікувати
дані, що містяться у ремонтній документації, про утворення дефектів у
елементах, вузлах та деталях парових турбін;
− на основі матеріалів ремонтної документації розробити
інформаційну модель індивідуального строку служби;
− розробити алгоритм процесу утворення дефектів у вузлах парової
турбіни;
− провести класифікацію ремонтних вузлів і блоків парової турбіни за
матеріалами ремонтної документації для розробки методики визначення
показників виробничих циклів турбіни;
− розробити методику розрахунку залишкового ресурсу,
проаналізувати та перевірити достатність доказів обґрунтованості розрахунку;
− визначити залишковий ресурс досліджуваних парових турбін.

РОЗДІЛ 2. НЕСПРАВНОСТІ ЕЛЕМЕНТІВ ТУРБОУСТАНОВКИ ТА
ЇХ КЛАСИФІКАЦІЯ

МКР 25.144.52 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лук’яненко Розділ 2 Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков
Реценз.
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-45
Затверд. Калейніков
РОЗДІЛ 2. НЕСПРАВНОСТІ ЕЛЕМЕНТІВ ТУРБОУСТАНОВКИ ТА ЇХ
КЛАСИФІКАЦІЯ
2.1 Класифікація порушень у роботі паротурбінного обладнання
електростанцій
Обширна література з досліджень надійності виробів формує усталене
уявлення про стадії життєвого циклу неремонтованого виробу: притирка,
нормальна експлуатація та знос [138]. Інтенсивність відмов на кожній із цих
стадій суттєво відрізняється, а причини та механізми виникнення відмов
принципово відрізняються один від одного.
Ремонтовані вироби та пристрої проходять у своєму життєвому циклі кілька
ремонтно-відновлювальних кампаній. Кожен міжремонтний період включає
стадії притирки та експлуатації (як правило, до стадії зносу справа не доходить
або охоплюється лише його початкова фаза). Таким чином, міжремонтний період
виробу у певній мірі моделює життєвий цикл неремонтованого об’єкта.
Чіткі межі, що відносять виріб до конкретної стадії, визначити складно.
Тому доцільно орієнтуватися на такі часові інтервали:
− притирка — від кількох днів до кількох місяців;
− експлуатація — у межах проектного строку служби;
− знос — поза межами проектного ресурсу на напрацювання [138].
Відповідно до інструкції з розслідування та обліку технологічних порушень
у роботі енергосистем, електростанцій, котелень, електричних та теплових
мереж [114], пошкодження обладнання класифікуються за наступними
причинами:
1. Конструктивні дефекти — виникають через недосконалість проекту,
наприклад, перевищення «пікових» навантажень над розрахунковими;
2. Дефекти виготовлення — відхилення від проектних параметрів під
час виробництва;
3. Дефекти монтажу — помилки при складанні та встановленні
обладнання;
4. Невідповідність умов роботи проектним — експлуатація в умовах,
відмінних від проектних;
5. Недоліки експлуатації — неправильна експлуатація або порушення
режиму роботи;
6. Дефекти ремонту — помилки та порушення при проведенні
ремонтних робіт;
7. Вичерпання ресурсу — природне старіння та знос елементів
обладнання;
8. Інші та невстановлені причини.
Конструктивні дефекти, як правило, виникають у результаті недосконалих
проектних рішень. Найтиповіший приклад — перевищення пікових навантажень
над розрахунковими значеннями, що іноді класифікують як недолік експлуатації.
Технологічні дефекти виникають як наслідок порушення нормативної
технології виготовлення, монтажу або ремонту вузла, деталі чи елемента.
Експлуатаційні дефекти з’являються через порушення правил, умов експлуатації
та технічного обслуговування.
Старіння (знос) виробу є внутрішньою властивістю об’єкта. У процесі
експлуатації поступово накопичуються незворотні дефекти металу, ізоляції тощо.
Врешті-решт вони порушують міцність, взаємодію, зазори та координацію
частин і деталей, що призводить до відмов, якщо їх вчасно не виявити та не
усунути.
Така класифікація здається недостатньою, оскільки не дозволяє визначити
залишковий ресурс діючої установки.
На рисунках у Додатку 1 представлені різні види дефектів у різних вузлах
на різних турбінах, які призводять до відмов роботи обладнання. У подібних
випадках не виявлені причини відмов виникають при великих обсягах
пошкоджень, коли не вдається встановити первинну причину. Разом з тим не
виявлені дефекти залишаються у вузлах і деталях, слугуючи прихованим
осередком майбутньої відмови, поломки або несправності, подібних до
наведених у Додатку 1 [138].
Механізми виникнення відмов нині прийнято класифікувати за такими
групами:
− миттєві пошкодження;
− накопичувальні дефекти;
− механізми релаксації;
− дія кількох причин.
Кожен із цих механізмів виникнення відмов має власну область дії та
характеризує специфічний період життєвого циклу парової турбіни. Так, миттєві
пошкодження виникають насамперед за умов значного перевищення фактичного
навантаження над розрахунковим і, як правило, не залежать від стану самого
об’єкта.
Важливим механізмом виникнення відмов залишається старіння. Наскільки
б досконалою не була конструкція, наскільки б впорядкованою не була технологія
експлуатації, з часом матеріали, з яких виготовлені елементи парової турбіни та
їх з’єднання, зазнають незворотних змін. Вони виникають внаслідок корозії,
зносу, структурних змін, накопичення деформацій та втоми матеріалу.
У механічних пристроях зустрічаються відмови у вигляді заклинювання
рухомих частин у напрямних. Вирішальну роль тут відіграє накопичення зносів і
люфтів у вузлах кінематичних пар, що призводить до заклинювання. Відмова
проявляється стрибкоподібною зміною стану об’єкта, проте цьому передує
процес накопичення дефектів. Таку схему виникнення відмов називають
релаксацією. Суттєвим для процесу пошкодження з релаксацією є те, що
параметри системи, які впливають на виникнення відмови, змінюються
випадковим чином.
У реальній практиці часто неможливо розділити відмови, що сталися
внаслідок «пікових» навантажень, і відмови, що сталися внаслідок зносу. Тоді
виникає потреба моделювання спільної дії механізмів. Спостерігаючи спільні дії,
найчастіше виявляються відносно невеликі значення часу безвідмовної роботи.
Тому навіть якщо серед відмов можна виділити ті, що виникли через знос,
створюється хибне враження, що знос відбувається швидше, а час безвідмовної
роботи при його ізольованій дії невеликий.
Кожному конкретному виду обладнання (деталі, вузлу, конструкції тощо)
притаманні власні відмінні ознаки (причини та механізми) відмов. Для них
характерні власні показники інтенсивності відмов, час безвідмовної
напрацювання та інші характеристики. Тому видається необґрунтованим
оцінювати показники надійності для парової турбіни в цілому.
Тим більше не можна порівнювати ці показники для різних парових турбін,
а також турбін з різною напрацюванням.
З іншого боку, суперечливість у оцінках відмов проявляється в тому, що
тривалість міжремонтного пробігу парової турбіни визначається саме для
турбіни в цілому.
Аналіз показує, що переважна більшість поломок і пошкоджень проходять
такі етапи: зародження, розвиток, долом. Причини виникнення та перехід з
одного етапу в інший для кожного вузла чи деталі є індивідуальними [138].
Згадана раніше інструкція [124] передбачає облік та аналіз відмов парової
турбіни за такими вузлами:
− проточна частина;
− системи паророзподілу;
− система регулювання;
− підшипники;
− маслосистеми;
− трубопроводи та арматура;
− інші елементи.
Додаткове обладнання турбін містить такі враховані вузли:
− конденсатор;
− підживлювальні насоси;
− підігрівачі високого тиску;
− сальникові підігрівачі;
− мережеві підігрівачі;
− ежектори;
− деаератори;
− конденсатні насоси;
− циркуляційні насоси;
− система циркуляційного водопостачання;
− арматура;
− трубопроводи;
− інше обладнання.
По суті, вузлами, в яких найбільш ймовірне утворення дефекту, названі
елементи теплової схеми парової турбіни. Тому в розглянутому аспекті головне
— механізми утворення дефектів у цих елементах не можуть бути
індивідуалізовані.
Тому необхідна інша класифікація системи вузлів [138], а саме:
Турбіна:
− зовнішні та внутрішні поверхні корпусів циліндрів (ВД і СД);
− соплові апарати;
− діафрагми та обойми діафрагм;
− обойми ущільнень і корпуси кінцевих ущільнень;
− кінцеві та діафрагмові ущільнення;
− пристрої обігріву фланців і шпильок корпусів;
− шпонкові з’єднання корпусів циліндрів і дистанційні болти;
− ресіверні труби;
− кріпильні деталі.
Ротор:
− робочі лопатки;
− бандажі дисків;
− втулки кінцевих ущільнень, розвантажувального поршня, упорних дисків
шийок вала;
− осьовий канал ротора;
− проволочні бандажі лопаток.
Підшипники:
− опорні підшипники;
− упорні підшипники;
− корпуси опор;
− масляні ущільнення, шпонкові з’єднання та дистанційні болти;
− робочі та установчі колодки упорного підшипника;
− вкладки упорних підшипників;
− ущільнювальні гребені масляних ущільнень;
− площина горизонтального роз’єму корпусів.
З’єднувальні муфти:
− півмуфти;
− кріплення;
− стан торців півмуфт;
− злам осей роторів.
Валоповоротний пристрій.
Система регулювання:
− відцентровий регулятор та його привід;
− імпульсний насос, насос регулювання, головний маслонасос;
− золотники регулятора швидкості;
− проміжний та сумуючий золотники;
− прискорювачі та електрогідроперетворювач;
− регулятор тиску пари проти тиску та відборів;
− автомат безпеки;
− золотники та золотникові пристрої захисту, а також пристрої для
розгойдування та випробування;
− сервомотори клапанів та регулюючих діафрагм;
− гідравлічна система;
− баки, фільтри, охолоджувачі робочої рідини;
− вузли паророзподілу, стопорний, регулювальний, відсічний та захисні
клапани і блоки клапанів, заслінки та регулювальна діафрагма.
Маслосистема:
− маслонасоси та арматура;
− маслобаки;
− маслопроводи;
− маслоохолоджувачі.
Конденсатори.
Ежектори.
Теплова ізоляція.
Встановлення взаємозв’язку елементів конструкції, видів та механізмів
дозволяє представити картину утворення дефектів парової турбіни у вигляді
схеми, представленої в таблиці 2.1 [138].
Таблиця 2.1 – Види та механізми пошкоджень у елементах парової
турбіни
Вузол Вид пошкодження Механізм пошкодження Пошкоджувана деталь
Литі корпуси термоциклічна втома та Зміна мікроструктури Корпус ВДЦ та
циліндрів повзучість сплавів, розпад стопорний клапан
високого та бейлітової структури на
середнього ферит і карбіди
тиску зниження − литейні дефекти, - парові патрубки,
тріщиностійкості − усадкова - околошовні зони,
пористість, - радіусні переходи,
− гарячі тріщини, - кільцеві зони
− конструктивні соплових коробок,
шви, - кути розточок під
− нерівномірність діафрагми,
розподілу властивостей - фланцеві роз’єми,
по об’єму - спіральний канал
паропуску,
- дренажні отвори,
- патрубки конусних
ущільнень,
- нижня половина
стопорного клапана
Ротор Повзучість у - - зона осьового
маневрових режимах каналу,
- ободи дисків
високотемпературних
ступенів,
- гантелі дисків
високотемпературних
ступенів
малоциклова втома - − зона осьового
каналу,
− температурні
канавки,
− радіусні переходи
концентраторів
напружень,
− ободи дисків
високотемпературних
ступенів,
− гантелі дисків
високотемпературних
ступенів
підвищення - − теплові канавки,
температурних − радіусні переходи
напружень у концентраторів
перехідних режимах напружень
багатоциклова втома - - ободи дисків
високотемпературних
ступенів
структурні та фазові - зародження та ріст Метал
перетворення – клиноподібних тріщин, високотемпературних
деградація - в’язке руйнування зон
Робочі Обрив – підвищена вологість ЦНД
лопатки пари
– прогин та залишкова
деформація діафрагм
Ерозійний знос - -
Крихке руйнування − втома під впливом
несприятливих
частотних
характеристик,
− невідповідність
фактичного профілю
проектному
Підшипники Вібрація розцентрування, –
дисбаланс ротора
защемлення опор недостатнє заливання –
втулок
підвищення зниження тиску масла –
температур
Система обрив штока Втомні тріщини на регулювальний клапан
регулювання штоках і різьбі шпильок
Кріплення сервомотора сервомотор
На зварних швах труб маслопроводи
маслопроводів системи
регулювання
Паропроводи зниження вичерпання ресурсу паропроводи
жаростійкості труб, вигинів, трійників
Живильний ерозійне витончення - стінок труб
трубопровід живильного
трубопроводу за
регулювальним
клапаном
Опори та тріщини - у зварних швах
підвіски
паропроводів

Механізми виникнення та розвитку дефектів металів турбін класифікуються
за схемою, наведеною в таблиці 2.2 [138].
Таблиця 2.2 – Класифікація механізмів виникнення та розвитку дефектів
металів турбін
Механізм Причини Елементи, деталі
утворення дефектів
Повзучість та структурні Високі параметри Корпуси
перетворення пари циліндрів та
клапанів
Високе напруження повзучості Внутрішній тиск -
Тріщини – вихідні
металургійні дефекти
− технічні удари
− сколи
Термічне напруження, що Малоциклове втомне Ротори
перевищує межу плинності сталі навантаження
Розтягуюче напруження в Висока швидкість Ротори
осьовому каналі, гантелях та балансування
ободах дисків
Термічні напруження, що Тріщиноутворення та Корпуси
виникають через нерівномірний розвиток
нагрів товстостінної деталі
Корозійне розтріскування під Корозійний вплив Лопатки
напругою, корозійна втома середовища (пари)
робочих та направляючих лопаток
Малоциклове втомлення – Змінні
навантаження
машини
Температурні напруження стиску – Стопорні клапани
на внутрішніх поверхнях, що при пуску та
перевищують межу плинності, зупинці
пластична деформація під час
релаксацій

2.2 Аналіз розподілу відмов турбін
Серед причин виведення з експлуатації енергетичного обладнання одне з
перших місць займає знос. За даними матеріалів ОРГРЕС [4-33], до 2010 року
близько 50% потужностей усіх електростанцій відпрацювали проектний ресурс.
Значна частина парових турбін електростанцій працює поза межами свого
паркового ресурсу. За сучасних обсягів капітального будівництва лише
ефективна ремонтна діяльність дозволяє зберігати обладнання в роботі ще
певний час.
Збір та вивчення інформації про відмови та знос обладнання електростанцій
забезпечує можливість розробки та впровадження випереджувальних заходів
ремонтно-експлуатаційного обслуговування та прийняття рішень про
продовження строку експлуатації парових турбін. Водночас це створює
сприятливу ситуацію для аналізу.
Аналіз відмов обладнання електростанцій у попередні роки по країні в
цілому та по окремих енергосистемах проводився на основі наданої інформації –
актів розслідування аварій та інцидентів, карт відмов, звітів про аварійність
обладнання тощо. Складався детальний аналіз пошкоджень основних видів
обладнання електростанцій, що дозволяло коригувати обсяги планово-
попереджувальних ремонтних робіт. Наразі збір цих матеріалів не ведеться.
Водночас на електростанціях накопичені значні обсяги інформації про дефекти
обладнання. Ця інформація розосереджена в документах оперативного та
ремонтного управлінь: формуляр вироба; дефектні відомості; кошториси та
замовна документація на матеріали та запасні частини; акти (відомості) здачі
обладнання в ремонт та приймання з ремонту; оперативні журнали чергового
персоналу; звітні документи про проведені ремонти.
У цій роботі представлені матеріали аналізу відмов та виявлених дефектів
обладнання парових турбін за ремонтними документами деяких ТЕЦ.
У таблиці 2.3 наведено відомості про склад парових турбін, використаних
для аналізу відмов турбін за основними технологічними вузлами та за джерелами
[4-33].
На рисунках 2.1–2.2 представлені середні значення даних про розподіл
відмов турбін за ремонтними вузлами (елементами).
Таблиця 2.3 – Типи та кількість розглянутих турбоустановок [4-33]
№ Тип турбоустановки Кількість
1 Т-175-130 ТМЗ 15
2 Т-185-130 ТМЗ 8
3 Т-100-130 ТМЗ 190
4 Р-100-130 ТМЗ 41
5 Р-30(100-130) ХТЗ 22
6 Р-50-130 ЛМЗ 6
7 Р-40-130 ТМЗ 102
8 ПТ-140-130 ТМЗ 11
9 ПТ-60-130 ЛМЗ 28
10 ПТ-50-130 ТМЗ 7
11 ПР-50(60)-130 ЛМЗ 52
12 К-100-90 (Т-100-90) ЛМЗ 161
13 Т-80-85 ЛМЗ 14
14 Т-85-90 ХТЗ 12
15 К-25-90 БМЗ 95
16 ПТ-60-90 ЛМЗ 97
17 ПТ-25-90 (ПТ-30-90) ЛМЗ 9
18 ПТ-25-90 КТЗ 13
19 ПТ-12-90 КТЗ 35
20 П-35-90 ЛМЗ 9
21 ПР-25-90 КТЗ 62
22 ПР-12-90 ЛМЗ 17
23 ПР-28-90 ЛМЗ 107
24 Р-25-90 ЛМЗ 100
25 Р-25-90 ХТЗ 19
26 Р-20-90 БМЗ 28
27 Р-20-90 ХТЗ 28
28 Р-85-88 ЛМЗ 12
29 Р-70-90 ЛМЗ 42
30 Р-15-90 ЛМЗ 17
31 Р-100-130 ТМЗ 9
2500
1991
2000
1500 1371
1030 1110
1013
917
1000
547
442
500
0
Вузел

Рисунок 2.1 – Розподіл відмов турбін за основними технологічними вузлами
[4–33]
Кількість відмов
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Axis Title
Тип дефекту

Рисунок 2.2 – Розподіл відмов турбін за джерелами [4–33]

2.3 Показники тривалості утворення дефектів
Теплоелектроцентралі, що забезпечують послуги централізованого
теплопостачання для понад 100 мільйонів людей у країні, нині перебувають у
досить складному становищі через одночасне постачання електроенергії на
оптовий ринок і тепла — на роздрібний. Це призводить до необхідності
забезпечення високої надійності відпуску як електроенергії, так і тепла.
Тому завдання розрахункового та економічного обґрунтування надійності
ТЕЦ стає дедалі важливішим, тим більше, що під час проєктування ТЕЦ науково
обґрунтовані методи оцінювання рівня надійності ще не знайшли належного
впровадження. Отримані експертним шляхом оцінки, які відображають
багаторічну практику, використовуються у правилах проєктування. Це так звані
«правила надійності» — один із способів урахування нормативних вимог. Такий
підхід полягає у нормуванні кількості, наприклад, живильних насосів залежно
від потужності парової турбіни, наявності поперечних зв’язків за живильною
водою та інших факторів.
Розрахунок показників надійності ТЕЦ є надзвичайно важливим,
проте він ускладнюється низкою причин [115]:
Кількість відмов
− різноманітністю конфігурацій технологічної схеми та наявністю в ній
великої кількості елементів;
− наявністю у технологічній схемі елементів, взаємозалежних з точки зору
функціонування;
− залежністю надійності ТЕЦ від режиму її роботи;
− відсутністю інформації про відмови окремих елементів, вузлів і
недостатньою достовірністю наявних даних.
Склалася така практика, що первинна інформація про відмови обладнання
фіксується в актах розслідування та звітах про технологічні порушення.
Водночас дефекти обладнання, навіть виявлені під час технічних оглядів,
реєструються лише в оперативних журналах і дефектних відомостях. Уся система
ремонтно-експлуатаційного обслуговування спрямована на підтримання
обладнання у працездатному стані.
Тому часто виявлені дефекти усуваються під час планових ремонтних
заходів ще до того, як вони переростають у відмови. Таким чином, дефекти у
планово-відновлюваних вузлах і деталях просто не потрапляють до звітної
статистики відмов, не враховуються у статистичному обліку та не формують базу
для розрахунку показників надійності.
Типова номенклатура робіт при стандартних видах ремонту якраз і
передбачає повне усунення тих дефектів, які виникли до моменту проведення
цього ремонту. Для більшості енергетичних установок, що перебувають в
експлуатації, цей типовий перелік відомий. Це дає можливість оцінювати
надійність установки, використовуючи як основу поняття «дефект» [138].
Дефектом називають окрему невідповідність виробу встановленим вимогам.
У нашому випадку розглядається невідповідність, яка під час подальшої
експлуатації протягом певного часу може призвести до відмови.
На даному етапі важливо лише одне властивість дефекту — пристрій може
працювати з дефектом, але через певний проміжок часу може відмовити.
Класифікацію якості дефектів наведено в таблиці 2.4.
Таблиця 2.4 – Класифікація якості дефекту [121]
Рівень Найменування Характеристика, Опис
якості рівня
дефекту
1 Експлуатаційний Пристрій може нормально експлуатуватися.
2 Критичний Пристрій слід зупинити в порядку планового
обслуговування для усунення небезпечного
розвитку дефекту.
3 Аварійний Подальша експлуатація неможлива.
Установка має бути негайно зупинена для
аварійного ремонту.

Кожен із рівнів дефектів може бути однозначно визначений параметрами
технічного стану установки. Це розміри тріщин, стан металу, температура,
вібраційні характеристики тощо.
Інструкції з експлуатації містять чіткі ознаки для класифікації якісних рівнів
дефектів. Більше того, сама технологія ремонтно-експлуатаційного
обслуговування турбоустановок із призначеним міжремонтним ресурсом
побудована виходячи з припущення про наростання дефектів протягом
міжремонтного періоду до критичного рівня.
Ознаки відповідних рівнів дефектів точно сформульовані в Правилах
технічної експлуатації електричних станцій та мереж [121]. Так, аварійний рівень
за ПТЕ, при якому турбоустановка повинна бути негайно відключена,
характеризується наступним:
а) підвищення частоти обертання ротора понад встановлену уставку
спрацьовування автомата безпеки;
б) неприпустимий осьовий зсув ротора та інші (п. 4.4.29 [121]).
Критичний рівень дефектів турбоустановки встановлений у п. 4.4.30 [125]:
«Турбіну слід розвантажити та зупинити у період, визначений технічним
керівником електростанції (з повідомленням диспетчера енергосистеми), у таких
випадках:
а) заклинювання стопорних клапанів свіжої пари або пари після
промперегріву;
б) заклинювання регулювальних клапанів або обрив їхніх штоків;
заклинювання поворотних діафрагм або зворотних клапанів відборів;
в) несправності в системі регулювання;
г) порушення нормальної роботи допоміжного обладнання схеми та
комунікацій установки, якщо усунення причин порушення неможливе без
зупинки турбіни;
д) збільшення вібрації опор понад 7,1 мм·с⁻¹;
і т.д.» [125].
Дефекти заздалегідь присутні в елементах установки. Їхній рівень може
бути довільно малим. Тому їх можуть не виявляти діючі засоби технічної
діагностики або періодичні технологічні огляди. Розвиток дефекту можна уявити
у вигляді моделі, показаної на рисунку 2.3.

Рисунок 2.3 – Наработка установки та рівень її дефектів
��0 – початок роботи після першого пуску або після ремонту, ��1 – момент переходу дефекту з
експлуатаційного рівня на критичний, ��2 – момент початку планового ремонту для усунення
дефекту та повернення на експлуатаційний рівень, ��3 – момент переходу дефекту з критичного
рівня на аварійний.

На осі ординат позначені рівні дефектів. По горизонталі – напрацювання.
Нормальна робота установки здійснюється по лінії АБ з експлуатаційним
(допустимим) рівнем дефектів. У момент t₁ дефект досягає критичного рівня.
Робота продовжується вже в точці В. У цей момент необхідно прийняти рішення
щодо ремонту з метою усунення дефекту.
Якщо ремонт проведено й дефект усунуто, то в момент t₂ (у точці Г)
установка повертається до експлуатаційного рівня. Якщо ремонт не виконано, а
експлуатація триває до моменту t₃ (точка Д), то дефект може розвинутися до
аварійного рівня, і ремонт буде виконано вже за аварійною заявкою (точка Е)
[138].
Система планово-попереджувального ремонтно-експлуатаційного
обслуговування електростанцій побудована й діє таким чином, щоб за період
міжремонтного пробігу наростання дефектів у окремих вузлах установки не
досягло аварійного рівня.
Тривалість такого міжремонтного пробігу або період дефектоутворення
дорівнює:
��мр = ��3 − ��1, (години).
Призначений ресурс, як тривалість безаварійної експлуатації, [121] можна
оцінити за формулою:
��р = ��3 − ��0, (години).
Турбінна установка являє собою сукупність численних вузлів і елементів, у
кожному з яких виникають і наростають дефекти. Це відбувається з різних
причин, а швидкість їх зростання залежить від дії різних факторів, наприклад,
зміни навантаження тощо.
Ефективність системи планово-попереджувальних ремонтів можна було б
значно підвищити, якби проведення чергового ремонту приурочити до моменту,
коли в більшості елементів дефекти досягли граничного критичного рівня [128].
Призначений міжремонтний ресурс відповідно до [121], який приймається
рівним базовому значенню сумарного напрацювання за виробничий цикл,
інтегрально враховує зміни всіх дефектів установки й дозволяє визначати момент
наступного капітального ремонту при вичерпанні міжремонтного ресурсу, а не за
календарною тривалістю експлуатації, як це робилося раніше. Такий підхід,
безумовно, є більш прогресивним і виправданим з точки зору ефективності
використання ремонтних ресурсів.
Водночас на виникнення й наростання дефектів, як уже зазначалося, впливає
не лише напрацювання, але й багато інших факторів — якість ремонту, кількість
пусків і зупинок, рівень навантаження та глибина його регулювання, обсяги
відборів і їх зміни. Тому напрацювання є необхідним, але недостатнім критерієм
для визначення величини призначеного ресурсу.
Вплив різних факторів на дефекти багатьох вузлів (елементів) установки
змушує говорити про випадковий характер виникнення й наростання дефектів у
кожному окремому вузлі. Це означає, що призначений ресурс для установки в
цілому може бути визначений лише з певною ймовірністю.
Більше того, будь-якому передбачуваному строку безаварійної експлуатації
можна поставити у відповідність певну ймовірність. При цьому, чим більший
строк, тим менша ймовірність його безаварійного досягнення. Якщо тепер для
всіх вузлів з урахуванням усіх факторів обчислити такі строки із заздалегідь
установленим рівнем ймовірності, то отримана сукупність дозволить знайти
найраніший, або найбільш ймовірний, або середній, чи будь-який інший
(залежно від прийнятих критеріїв) строк міжремонтного пробігу.
Для цього необхідно знати закони розподілу ймовірностей появи та
зростання дефектів по всіх вузлах установки.
Задача тут полягає в тому, щоб знайти таку найбільшу тривалість
(t₃ – t₀) (рисунок 2.3) безаварійного пробігу, імовірність якої виявляється не
нижчою за певний заздалегідь заданий рівень. Цю тривалість назвемо ймовірним
призначеним ресурсом [136, 138].
Кожен дефект енергоустановки виникає та розвивається по-своєму. Дефекти
в металі ротора і корпусах циліндрів мають різні причини та різні механізми
розвитку. Тому їх вивчення становить окремий інтерес, однак можна припустити,
що існує певна спільна закономірність тривалості формування дефектів до
критичного рівня в різних вузлах установки за період приблизно однакової
напрацювання. На це вказує періодичність планових ремонтів, рекомендованих
гарантійними зобов’язаннями виробників.
Достовірні характеристики дефектів обладнання електростанції можна
отримати шляхом аналізу передремонтних відомостей дефектів, заявочних
документів на обладнання й матеріалів до чергового ремонту, рекомендацій
заводів-виробників турбін та ремонтних формулярів за всю історію ремонтів
кожного агрегату на кожній електростанції.
Контрольним орієнтиром може слугувати розрахункове значення
призначеного ресурсу, визначене відповідно до РД 34.20.601-96 [133].
Базовим поняттям надійності в запропонованому підході стає ймовірний
призначений ресурс (ЙПР) і щільність ймовірності наростання дефекту до
критичного рівня (ЩЙНД). За цими характеристиками можна обчислити
показники надійності, що характеризують вироби, які підлягають ремонту.
Напрацювання на відмову ��н — це середній час напрацювання, тобто
тривалість роботи між відмовами. Стосовно рисунка 2.3, напрацювання на
відмову дорівнює:
��н = ��3 − ��0.
З іншого боку, відомо, що (��2 − ��0)=ВПР, тоді різниця Δ��н=��3 − ��2
представляє собою невідому, але досить малу величину.
Дійсно, найдоцільніше проводити планові ремонти тоді, коли розмір
дефекту впритул наблизився до аварійного рівня. Тому на початковому етапі Δ��н
можна вважати знехтовно малою величиною. Тоді: ��н≈ ВНР=��2 − ��0.
Частота відмов стає похідною характеристикою об’єкта: ω=8760/��н.
Коефіцієнт готовності — це ймовірність того, що пристрій буде
працездатним у довільно вибраний момент часу між плановими ремонтами.
Враховуючи прийняті припущення, що в міжремонтний період відмов не
виникає, маємо:
Т
К = н
г ,
Тн+Tв
де ��в – тривалість відновлення після відмови.
Коефіцієнт вимушеного простою у цьому випадку визначається так:
Т
К = в Тв�� Тв��
в 8760 = ≈ .
+Тв 8760+��Тв 8760
��
Ймовірність безвідмовної роботи — це ймовірність того, що в заданому
інтервалі часу відмова не станеться. Якщо прийняти, як це робиться для
більшості технічних систем, що ймовірність відмов розподілена за законом
Пуассона, то ймовірність m відмов за період часу t при частоті відмов ω
визначається так:
(ωt)��
Р = ��−ωt�� ,
��!
де Р�� — ймовірність mmm відмов.
Для періоду, що дорівнює 1 року:
ω��
Р�� = ��−ω.
��!
Звідси ймовірність безвідмовної роботи:
�� = 1 − ��−ωt�� .
Призначений міжремонтний ресурс (ММР) між капітальними ремонтами
приймається відповідно до [122] рівним базовому значенню сумарного
напрацювання за ремонтний цикл:
ММРк = Н ��
КБ = ∑��=1 ����,
де НКБ — базове значення сумарного напрацювання за виробничий цикл у
період, прийнятий за базовий; i — номер року виробничого циклу;
���� — напрацювання за i-й рік.
Призначений ресурс між капітальним і середнім ремонтом (ММР��)
приймається рівним половині базового значення сумарного напрацювання за
базовий виробничий цикл:
ММР�� = 0,5ММРК.

Висновки
Аналіз пошкоджуваності вузлів парової турбіни дає змогу оцінити наявний
строк експлуатації та напрацювання до відмови, використовуючи як базу
статистичні дані про відмови турбін даного типу, що експлуатуються в подібних
умовах, а також відомості, наведені в документах ремонтної передісторії
(формуляр, дефектна відомість тощо) самої установки.
В умовах роботи після вичерпання паркового ресурсу ремонтні оцінки є
більш доцільними.
1. Алгоритм оцінки утворення дефектів у технологічних вузлах парової
турбіни ґрунтується на даних ремонтної передісторії, а оцінка показників
надійності за допомогою такої моделі дала змогу сформувати нормативні основи
розрахунку наявного індивідуального строку безаварійного пробігу турбіни.
2. Розрахунок показників надійності відпуску електричної та теплової
енергії ТЕЦ становить значні труднощі, зумовлені передусім недостатністю
інформації про відмови окремих видів обладнання, вузлів і деталей.
Використання як основи для розрахунку надійності даних про тривалість
утворення дефектів дає змогу подолати цю проблему, оскільки інформація про
дефекти накопичується в ремонтних формулярах електростанцій.
3. Базовими поняттями надійності пропонується прийняти імовірний
призначений ресурс і густину ймовірності наростання дефекту до критичного
рівня. Це забезпечує можливість обчислити всі розрахункові показники
надійності: коефіцієнт готовності, частоту відмов, імовірність безвідмовної
роботи тощо.
4. Основою методики отримання базових відомостей про утворення
дефектів у вузлах, деталях та елементах парової турбіни пропонується вважати
сукупність ремонтної документації (дефектні відомості, заявочні листи,
результати випробувань тощо), що накопичується індивідуально для кожної
турбіни на електростанціях упродовж усього періоду її експлуатації.

РОЗДІЛ 3 Ремонтна документація як джерело відомостей про дефекти
обладнання

МКР 25.144.52 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лук’яненко Розділ 3 Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков
Реценз.
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-45
Затверд. Калейніков
РОЗДІЛ 3 Ремонтна документація як джерело відомостей про дефекти
обладнання

Нині використовується загальноприйнятий спосіб аналізу надійності, що
ґрунтується на відмовах, зафіксованих в актах розслідування аварій. Такий підхід
широко застосовується, проте він є джерелом неповної інформації.
Водночас ремонтна документація за минулі роки зберігається на теплових
електростанціях без використання. Саме в ній містяться всі виявлені дефекти
обладнання. Ці відомості можуть бути надзвичайно корисними, якщо їх
своєчасно класифікувати та узагальнити.

3.1 Методика збору та аналізу інформації щодо експлуатації та ремонтів

У даній роботі використано матеріали ремонтно-технічної документації,
надані деякими тепловими електростанціями. Матеріали містять у собі [138]:
- акти дефектації обладнання;
- відомості основних параметрів технічного стану;
- акт здачі парової турбіни в ремонт;
- акти вузлового приймання з ремонту;
- акти приймання парової турбіни з ремонту;
- відомості запланованих обсягів робіт;
- відомості виконаних обсягів робіт;
- відомість експлуатаційних показників до і після капітального (середнього)
ремонту;
- технічні акти про виконання динамічного балансування;
- технічні акти виконаних робіт;
- оперативні журнали використання обладнання;
- акти розслідування пошкоджень;
- звіти про дослідження металу;
- формуляри пошкоджених виробів;
- акти огляду виробів;
- висновки відділу головного зварювальника за результатами візуального та
вимірювального контролю;
- сертифікати на нові вироби;
- листування із заводами-виробниками;
- технічні акти щодо закриття ЦВД, ЦСД, ЦНД;
- акти перевірки якості капітального (середнього) ремонту;
- акти готовності підприємств до капітального (середнього) ремонту;
- перелік додаткових робіт із усунення дефектів, виявлених після
капітального (середнього) ремонту;
- річний план ремонтів;
- сіткові графіки ремонтів;
- протокол приймання з капітального (середнього) ремонту вузлів,
механізмів і систем парової турбіни;
- протокол перевірки гідравлічної щільності;
- довідки про витрати на капітальний (середній) ремонт;
- локальні кошториси ремонтів;
- протоколи технічних нарад;
- акти ідентифікації;
- технічні пропозиції;
- технічні акти розкриття корпусів;
- технічні завдання на розроблення конструкторської документації для
ремонту й модернізації;

У таблиці 3.1 наведені дані про турбіни, інформація про які була накопичена
в архівах на реально діючих електростанціях.
Таблиця 3.1 – Відомості про турбіни
№ Станція № Тип турбіни Завод- Дата пуску Дата
Турбіни виробник зупинки
1 ТЕЦ-3 ТГ1 ВПТ-25-3 УТМЗ 26.11.1954 04.2004
2 ТГ2 ПТ-25-90/10 УТМЗ 24.03.1955 02.2006
3 ТГ3 Р-25-90 ХТГЗ 10.01.1956 08.2003
4 ТГ4 Р-25-90 ХТГЗ 27.10.1956 ˗
5 ТГ6 ПТ-25-90 УТМЗ 30.07.1957 ˗
6 ТГ7 ПТ-25-90 УТМЗ 25.12.1957 ˗
7 ТГ8 ВР-25-2/Р- ХТГЗ 03.07.1958/1987 ˗
25/90/15
8 ТГ9 ВПТ-50-2 / ПТ- ЛМЗ 18.12.1959/2009 ˗
60-90-13
9 ТГ10 ПТ-60-130 ЛМЗ 16.12.1961 ˗
10 ТГ11 ПТ-65/75-130 ЛМЗ 04.10.1962 ˗
11 ТГ12 ПТ-65/75-130 ЛМЗ 02.10.1963 ˗
12 ТГ13 Р-50-130 ЛМЗ 29.09.1964 ˗
13 ТЕЦ-4 ТГ4 Р-50/130/15 ЛМЗ 30.06.1968 ˗
14 ТГ5 Р-50/130/15 ЛМЗ 30.09.1969 ˗
15 ТГ6 Т-100-130 УТМЗ 22.11.1971 ˗
16 ТГ7 Т-100-130 УТМЗ 01.12.1972 ˗
17 ТГ8 Р-100-130 УТМЗ 08.10.1975 ˗
18 ТГ9 Р-100-130 УТМЗ 31.12.1978 ˗
19 ТЕЦ-5 ТГ1 ПТ-80-130 ЛМЗ 28.09.1980 ˗
20 ТГ2 ПТ-80-130 ЛМЗ 21.12.1980 ˗
21 ТГ3 Т-175/210-130 ТМЗ 10.12.1982 ˗
22 ТГ4 Т-175/210-130 ТМЗ 28.12.1984 ˗
23 ТГ5 Т-185/220-130 УТМЗ 01.07.1988 ˗
24 ДРЕС ТГ1 К-100-90 ЛМЗ 17.01.1974 ˗
25 ТГ2 К-100-90 ЛМЗ 20.03.1975 ˗
26 ТГ3 К-100-90 ЛМЗ 29.12.1975 ˗
27 ТГ4 К-100-90 ЛМЗ 01.01.1977 ˗
28 ТГ5 К-210-130 ЛМЗ 18.12.1980 ˗
29 ТГ6 К-210-130 ЛМЗ 19.01.1982 ˗
30 ТГ7 К-210-130 ЛМЗ 21.01.1983 ˗
31 ТГ8 К-210-130 ЛМЗ 01.01.1984 ˗
32 ТГ9 К-210-130 ЛМЗ 03.07.1990 ˗
33 ДРЕС-2 ТГ2 Т-50/60-8,8 ЛМЗ 01.12.2009 ˗
34 ТГ3 Т-43-90-2М ЛМЗ 20.01.1953 ˗
35 ТГ5 Т-43-90-2М УТМЗ 20.08.1958 ˗
36 ТГ6 ПТ-25-90/10 ЛМЗ 01.06.1959 ˗
37 ТГ7 ПТ-60-90/13 УТМЗ 10.06.1960 ˗
38 ТГ8 Т-118/125/130-8 УТМЗ 30.12.1997 ˗
39 ТЕЦ-2 ТГ1 ПТ-140/165- УТМЗ 01.07.1996 ˗
130/15
40 ТЕЦ-1 ТГ1 ПР-25/30- ТМЗ 1954 ˗
90/10/0,9
41 ТГ2 ПТ-25-90 ТМЗ 1953 ˗
42 ТГ3 ПТ-25-90 ТМЗ 1958 ˗
43 ТГ4 Т-25-90 ТМЗ 1958 ˗
44 ТГ5 Т-25-90 ТМЗ 1959 ˗
45 ТГ6 ПТ-60/90/13 ЛМЗ 1964 ˗
46 ТГ7 Т-100-130 ТМЗ 1967 ˗
47 ТГ8 Т-100-130 ТМЗ 1969 ˗
48 ТГ9 Т-100/120-130 УТМЗ 1972 ˗
49 ТЕЦ-6 ТГ1 Т-180/210-130-1 ЛМЗ 1985 ˗
50 ТГ2 Т-180/210-130-1 ЛМЗ 1986 ˗
51 ТГ3 Т-180/210-130-1 ЛМЗ 1987 ˗
52 ТГ4 Т-180/210-130-1 ЛМЗ 2006 ˗

Згідно з нормативними документами та ремонтною документацією,
обстеження, діагностика, дефектація та ремонт турбін здійснюються
за такими блоками [138]:
- корпуси циліндрів;
- діафрагми та обойми;
- ущільнення;
- упорні підшипники;
- опорні підшипники;
- валоповоротний пристрій;
- ротори;
- робочі лопатки;
- муфти роторів;
- теплові розширення;
- вібраційний стан;
- центрування турбіни;
- система автоматичного регулювання;
- маслосистема.

3.2 Класифікація вузлів і деталей парової турбіни
Для проведення класифікації на основі ремонтної документації введено такі
поняття:
Ремонтний блок – частина пристрою або самостійний функціональний
вузол, що виводиться в ремонт і включає сукупність елементів, які мають певне
функціональне призначення, являє собою завершену конструкцію і містить у
своєму складі функціональні вузли нижчого рівня ієрархії.
Ремонтний вузол – частина машини, механізму, установки тощо, яка
виводиться в ремонт і складається з кількох простіших елементів (деталей).
Ремонтна одиниця – простий елемент (деталь), що виводиться в ремонт.
У процесі вивчення ремонтно-експлуатаційної документації та консультацій
зі спеціалістами, які проводять ремонтні роботи на станціях, і з урахуванням
викладеного вище було складено класифікацію блоків, вузлів і деталей парової
турбіни (таблиця 3.2).
Кількість циліндрів, обойм, діафрагм залежить від типу та потужності
турбоагрегату.
Таблиця 3.2 – Класифікація вузлів і деталей парової турбіни на
прикладі турбіни К-100-90 згідно з ремонтною документацією
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Циліндр високого Кришка циліндра Контрольні шпильки
тиску високого тиску Болти пригонного камінного ущільнення
Болти кріплення камінного ущільнення
Болти пригонного переднього камінного
ущільнення, М24
Колодка надбандажного ущільнення
Соплова коробка
Обойма циліндра Шпонка обойми
високого тиску № 1 Ущільнювальний пояск обойми
Обойма циліндра Шпонка обойми
високого тиску № 2 Ущільнювальний пояск обойми
Обойма циліндра Шпонка обойми
високого тиску № 3 Ущільнювальний пояск обойми
Обойма циліндра Шпонка обойми
високого тиску № 4 Ущільнювальний пояск обойми
Обойма циліндра Шпонка обойми
високого тиску № 5 Ущільнювальний пояск обойми
Обойма циліндра Шпонка обойми
високого тиску № 6 Ущільнювальний пояск обойми
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояск діафрагми
високого тиску № 1 Шпонка діафрагми
Пружини сегментів проміжних і кінцевих
ущільнень
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 2 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 3 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 4 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 5 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 6 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 7 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 8 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 9 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 10 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 11 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 12 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 13 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 14 Шпонка діафрагми
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 15 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 16 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 17 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 18 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 19 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Діафрагма циліндра Ущільнювальний пояскок діафрагми
високого тиску № 20 Шпонка діафрагми
Стопорне кільце біля основи лопаток
Ковпачкові гайки М30 кріплення роз’єму
обойм діафрагм
Циліндр середнього Обойма діафрагм -
тиску циліндра середнього
тиску № 1
Обойма діафрагм -
циліндра середнього
тиску № 2
Обойма діафрагм -
циліндра середнього
тиску № 3
Обойма діафрагм
циліндра середнього
тиску № 4
Циліндр низького Обойма діафрагм ЦНТ -
тиску Діафрагма № 21 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Кріплення
Діафрагма № 22 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Діафрагма № 23 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Діафрагма № 24 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Діафрагма № 25 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Діафрагма № 26 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Діафрагма № 27 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Діафрагма № 28 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Ущільнювальні пояски діафрагм
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Діафрагма № 29 Лопатки направляючого апарата
циліндра низького Надбандажне ущільнення
тиску Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Діафрагма № 30 Ущільнювальні пояски діафрагм
циліндра низького Лопатки направляючого апарата
тиску Надбандажне ущільнення
Зазори «С» РНТ
Пружини ПКУ, ЗКУ
Паророзсікач
Кріплення
Ротор високого Балансувальний -
тиску вантаж РС
1-й стілець -
Маслоуловлювачі -
Ступінь № 1 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 2 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 3 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 4 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 5 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Зазор «С»
Ступінь № 6 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 7 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 8 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 9 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 10 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 11 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 12 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 13 Робочі лопатки
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 14 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 15 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 16 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 17 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 18 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 19 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Ступінь № 20 Робочі лопатки
Напрямні лопатки
Бандажний дріт
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Опорний гребінь
Ущільнювальні вуса
Замкова лопатка
Зазор «С»
Півмуфта РВД Шплінти
Бій РВД
Ротор низького Ступінь № 21 Робочі лопатки
тиску Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 22 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 23 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 24 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 25 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 26 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 27 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 28 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 29 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Ступінь № 30 Робочі лопатки
Стелітові пластини
Бандажний дріт
Півмуфта РНТ Шплінти
Заглушка РНТ
Масловідбійне кільце
Паровідбійне кільце
Проточна частина Сопловий апарат Напрямні лопатки
Обойми № 1–5 Шпонки
Вуса сегментів проміжних та кінцевих
ущільнень
Ущільнювальний пояскок діафрагм
Надбандажні ущільнення
Пружини сегментів проміжних та кінцевих
ущільнень
З’єднувальні муфти Полумуфта РВД - Призонний болт № 1 Ø40
Півмуфта РВД Призонний болт № 2 Ø40
Призонний болт № 3 Ø40
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Призонний болт № 4 Ø40
Призонний болт № 5 Ø40
Призонний болт № 6 Ø40
Призонний болт № 7 Ø40
Призонний болт № 8 Ø40
Призонний болт № 9 Ø40
Призонний болт № 10 Ø40
Призонний болт № 11 Ø40
Призонний болт № 12 Ø40
Півмуфта РСД - Призонний болт № 1 Ø40
Півмуфта РНД Призонний болт № 2 Ø40
Призонний болт № 3 Ø40
Призонний болт № 4 Ø40
Призонний болт № 5 Ø40
Призонний болт № 6 Ø40
Призонний болт № 7 Ø40
Призонний болт № 8 Ø40
Призонний болт № 9 Ø40
Призонний болт № 10 Ø40
Призонний болт № 11 Ø40
Призонний болт № 12 Ø40
Півмуфта РНД - Призонний болт № 1 Ø58
Півмуфта РГ Призонний болт № 2 Ø58
Призонний болт № 3 Ø57
Призонний болт № 4 Ø57
Призонний болт № 5 Ø58
Призонний болт № 6 Ø57
Призонний болт № 7 Ø59
Призонний болт № 8 Ø57
Призонний болт № 9 Ø56
Призонний болт № 10 Ø58
Призонний болт № 11 Ø59
Призонний болт № 12 Ø58
Підшипники Підшипник № 1 Корпус підшипника № 1
Кришка підшипника № 1
Маслоуловлювачі
Підшипник № 2 Корпус підшипника № 2
Кришка підшипника № 2
Маслоуловлювачі
Підшипник № 3 Корпус підшипника № 3
Кришка підшипника № 3
Маслоуловлювачі
Підшипник № 4 Корпус підшипника № 4
Кришка підшипника № 4
Маслоуловлювачі
Підшипник № 5 Корпус підшипника № 5
Кришка підшипника № 5
Маслоуловлювачі
Підшипник № 6 Корпус підшипника № 6
Кришка підшипника № 6
Маслоуловлювачі
Ремонтний блок Ремонтний вузол Ремонтна одиниця
Підшипник № 7 Корпус підшипника № 7
Кришка підшипника № 7
Маслоуловлювачі
Підшипник № 8 Корпус підшипника № 8
Кришка підшипника № 8
Маслоуловлювачі
Система Регулюючий клапан Шток регулюючого клапана високого тиску
регулювання та високого тиску № 1 № 1
паророзподілу Рамки регулюючих клапанів на шпонкових
пазах
Колонка РК №4
Втулки на пальцях-осьових важелів
регулюючого клапана
Підшипники важеля регулюючого клапана
Ролик важеля регулюючого клапана
Шпильки кріплення колонок регулюючого
клапана
Стопорні шайби пальців важелів
регулюючого клапана
Регулюючий клапан Шток регулюючого клапана високого тиску
високого тиску № 2 № 2
Регулюючий клапан Шток регулюючого клапана високого тиску
високого тиску № 3 № 2
Розвантажувальний
клапан КАЗ високого
тиску
Стопорний клапан Амортизатор штока стопорного клапана
З’єднувальні пальці у
важелях РК ВД; РК СД

3.3 Інформаційна модель індивідуального строку служби парової
турбіни за матеріалами ремонтної історії

У процесі вивчення та обробки інформації була створена інформаційна
модель у вигляді програмного продукту «База даних ремонтної історії
турбоустановки», яка забезпечує збір, збереження та структуризацію даних про
раніше проведені ремонтні роботи парової турбіни.
3.3.1 Введення даних
Для збереження інформації та подальшого аналізу роботи формуються дані
по кожному об’єкту, що виводиться на ремонт (рисунок 3.1).
Назва об’єкта:
Інвентарний номер:
Дата огляду:
Ремонтний блок:
Ремонтний вузол:
Опис дефекту:
Місце розташування дефекту:
Роботи з усунення дефекту:
Відповідальний за усунення:
Матеріали та запчастини:
назва,
розмір,
кількість
Позначка про виконання:
Голова комісії:
Члени комісії:
Примітка:
Рисунок 3.1 – Формуляр накопичення даних по об’єкту ремонту
Інформація, що вводиться для кожного турбогенератора, є індивідуальною.
При введенні даних нумерація ремонтного блока та вузла встановлюється
автоматично і залежить від того, в якій послідовності до програми занесені дані
по турбогенератору.
Цю базу даних можна легко перетворити на індивідуалізовану базу знань
для експертної системи «Планування ремонтного обслуговування парової
турбіни на тривалий період експлуатації».

3.3.2 Приклад введення та виведення даних
На рисунках 3.2 та 3.3 наведено приклад програмного продукту «База даних
для накопичення та формування індивідуального пакета даних турбогенератора».

Рисунок 3.2 – Скриншот програми: класифікація турбіни за ремонтними
блоками, вузлами та одиницями

Рисунок 3.3 – Скриншот програми: відомості про ремонтні роботи
На основі даних ремонтно-технічної документації, наданих станціями, для
кожної парової турбіни створено інформаційну базу даних, за допомогою якої
можна дізнатися: які вузли перебували в ремонті, у який період часу, який обсяг
робіт було виконано за період виведення турбіни в ремонт.
Під час проведення досліджень відомості про ремонтну історію розглянутих
парових турбін були систематизовані у бази даних.
Як приклад, у таблиці 3.3 наведено послідовність ремонтів турбіни Т-
100\120-130 УТМЗ, введеної в експлуатацію у 1972 році. На момент проведення
досліджень турбіна мала напрацювання 274 907 годин.
Таблиця 3.3 – Ремонти турбіни Т-100\120-130, введеної в експлуатацію у
1972 році
Дата Вид ремонту Тривалість Перелік робіт
робіт (у
днях)
08.06. – капітальний 59 ЦВД:
06.08.1977 Ремонт соплового апарата,
Ремонт діафрагм та обойм діафрагм,
Ремонт кінцевих та діафрагмових ущільнень;
ЦСД:
Зварювання тріщини 22–23 ст.,
Заміна сегментів кінцевих та проміжних
ущільнень;
ЦНД:
Ремонт соплового апарата,
Ремонт діафрагм та обойм діафрагм,
Ремонт кінцевих та діафрагмових ущільнень.
03.06. – капітальний 123 Система регулювання та захисту: типовий обсяг
04.10.1981 робіт;
Органи паророзподілу: типовий обсяг робіт;
Підшипники: типовий обсяг робіт;
Ротори та циліндри: заміна сегментів кінцевого
та проміжного ущільнень.
20.09. – середній 19 Система регулювання та захисту:
18.10.1984 Ремонт КНТ-7АБ та КНБ-7АБ,
Ремонт вузла регулятора рівня в конденсаторі.
27.05. – капітальний 71 Система регулювання та захисту:
07.08.1985 Ремонт стопорного клапана;
Підшипники:
Ремонт опорно-упорних та опорних вкладишів
підшипників.
01.09. – середній 54 Система регулювання та захисту:
25.10.1988 Ремонт регулюючих клапанів (4 шт.),
Ремонт кулачкового валу,
Ремонт стопорного клапана.
05.07. – капітальний 86 Корпусні частини циліндрів турбіни:
29.09.1989 Ремонт соплового апарата,
Ремонт діафрагм та обойм діафрагм,
Ремонт кінцевих та діафрагмових ущільнень,
Шліфування горизонтальних роз’ємів діафрагм
та обойм;
Ротори:
Ремонт насадних дисків середнього та низького
тиску (18–23 ст.).
24.10. – середній 8 Система регулювання та захисту:
01.11.1991 Ремонт стопорного клапана,
Ремонт запобіжного клапана №1 Т-зняття;
Підшипники:
Ремонт підшипників блоків 1, 2, 3.
03.08. – середній 39 Підшипники:
10.09.1992 Шліфування горизонтальних роз’ємів;
ВПУ:
Ремонт валоповоротного пристрою.
24.07. – капітальний 59 РВД:
21.09.1993 Шліфування;
Підшипники:
Перезаливка вкладиша опорно-упорного
підшипника;
Циліндри:
Ремонт діафрагм та обойм діафрагм,
Ремонт кінцевих та діафрагмових ущільнень,
Ремонт соплового апарата.
23.09. – середній 17 Система регулювання та захисту:
10.10.1994 Ремонт регулюючих клапанів (4 шт.),
Ремонт кулачкового валу;
Підшипники:
Ремонт опори РВ та РС.
01.04. – середній 44 ЦНД:
15.05.1995 Типовий ремонт;
Ротори:
Типовий ремонт РВД, шліфування шийок з
усуненням еліпсності,
Типовий ремонт РСД, шліфування шийок з
усуненням еліпсності,
Типовий ремонт РНД, шліфування шийок з
усуненням еліпсності;
ВПУ:
Ремонт ВПУ.
17.06. – середній 81 ВПУ:
06.09.1996 Ремонт валоповоротного пристрою;
Система регулювання та захисту:
Ремонт регулятора швидкості.
22.03. – капітальний 93 Корпусні частини циліндрів турбіни:
23.06.2000 Відновлювальний ремонт діафрагм 21–23 ст.
31.07. – поточний 11 Система регулювання та захисту:
11.08.2003 Ремонт запобіжних клапанів.
08.05. – капітальний 99 Корпусні частини циліндрів турбіни:
15.08.2004 Заміна соплового та напрямного апаратів ЦВД;
Ремонт ЦВД, ЦСД та ЦНД:
Ремонт діафрагм та обойм діафрагм,
Ремонт кінцевих та діафрагмових ущільнень,
Шліфування горизонтального роз’єму діафрагм
та обойм;
Ротори:
Заміна першого вінця робочих лопаток
регулюючих ступенів ЦВД.

19.03. – поточний 6 Ремонт імпульсних клапанів Т-зняття
25.03.2005 Підшипники:
Ремонт підшипників блоків 2 та 4.

До цього часу йшлося про енергетичну установку як єдиний неподільний
об’єкт. Але будь-який великий агрегат, яким є турбіна електростанції,
складається з безлічі елементів, кожен із яких зношується по-своєму, зі своєю
швидкістю. Грамотна ремонтна практика полягає, перш за все, у підтриманні
ресурсу саме тих елементів, для яких ресурс наближається до межі
працездатності.
Таким чином, при значній тривалості експлуатації установки ресурсна лінія
буде перебувати поблизу верхньої межі рівня працездатності. Це дозволяє
стверджувати, що якщо відомі граничні значення показників працездатності
окремих елементів (рівень вібрації, продуктивність, температура тощо), то
можливо обчислити залишковий ресурс, користуючись порівняно простими
моделями.

3.4 Ресурсні характеристики роботи турбін

3.4.1 Пуски турбоустановок
Перед пуском турбіни з холодного стану (після перебування її в резерві
понад 3 дні) повинні бути перевірені:
− справність та готовність до включення обладнання та КІП;
− працездатність засобів дистанційного та автоматичного керування,
пристроїв технологічного захисту, блокувань, засобів інформації та оперативного
зв’язку;
− проходження команд технологічних захистів на всі виконавчі пристрої;
− справність та готовність до включення того обладнання, на якому під час
простою проводились ремонтні роботи.
Виявлені при цьому несправності повинні бути усунені до пуску (Правила
технічної експлуатації електричних станцій і мереж, п. 4.4.23) [125].
Пуск і зупинка турбіни регламентуються документами місцевого рівня (на
різних станціях для кожної турбіни передбачено свій регламент пуску та
зупинки). Регламент пуску та зупинки турбоагрегата залежить насамперед від
номінальної потужності. У зв’язку з цим на станціях застосовується різна
система обліку пусків турбоустановок. У ході обробки даних виділено чотири
варіанти обліку, охарактеризовані нижче [138].
Варіант 1:
з гарячого стану > 40 годин;
з неохолодженого стану від 40 до 10 годин;
з холодного стану < 10 годин.
Варіант 2:
з гарячого стану ≤ 8 годин;
з холодного стану ≥ 120 годин.
Варіант 3:
планові пуски;
непланові пуски.
Варіант 4:
пуски за рік.
Пускові операції для турбін різної потужності мають різний регламент. Так,
варіант 1 є нормативом пусків для турбін потужністю 80 МВт та 175 МВт, а
варіант 2 — нормативом для пусків енергоблока потужністю 140 МВт.
Під час аналізу пусків турбоустановок видно, що 30% обстежених турбін
мають у своїй історії 20–28 пусків на рік. Є також випадки, коли турбоагрегат має
в архіві 6–7 пусків на місяць. Наприклад, турбіна Р-100-130 (ТГ-9 ТЕЦ-4),
введена в експлуатацію у 1978 р., у 1979 р. пройшла 31 пуск, або турбіна Т-
180/210-130-1 (ТГ-1 ТЕЦ-3), введена в експлуатацію у 1985 р., теж 31 раз
пускалася у 1991 р.
Проаналізувавши кількість годин роботи турбіни за місяць, можна зробити
висновок, що в архівній документації зафіксовані не всі пуски, і причини цього
не вказані. Дуже часто турбіни зупиняють у резерв на дуже короткий проміжок
часу — від півгодини до однієї хвилини.
Відомості про пуски всіх досліджуваних парових турбін занесені в бази
даних.
3.4.2 Міжремонтний період
Міжремонтний період часто має тривалість, що відрізняється від
встановлених «Правилами…» [122] норм. Наприклад, на турбіні ПТ-25-90 за 13
років роботи було проведено 11 капітальних ремонтів, тоді як за [122] кількість
проведених капітальних ремонтів мала становити 3.
Інколи поточний ремонт перевищує норми тривалості та обсягу робіт,
перетворюючись у капітальний ремонт. Зазвичай це залежить від обсягу
матеріальних ресурсів, виділених енергосистемами на ремонти та модернізацію,
або від якості експлуатації та ремонту турбоустановки.
3.4.3 Наработка до ремонту
У цій роботі враховувалися ремонти тривалістю понад 300 годин, незалежно
від того, як вони зафіксовані в документах.
Капітальні, середні, поточні або аварійні ремонти. Під час обробки даних
враховано, скільки годин турбіна перебувала в роботі, у ремонті та в резерві. У
15% документації кількість годин роботи турбіни вказана за рік.
Вивчення ремонтної документації показало, що середня кількість годин
перебування турбіни в резерві протягом одного виробничого циклу становить
приблизно 5500 годин.
Результати розрахунку тривалості роботи турбін та усереднені
характеристики наведені в таблиці 3.4 [123].
Таблиця 3.4 – Характеристики роботи турбін [123]
Наработка за Кількість Середня
Середній
Завод- період пусків за наработка
№ Тип турбіни міжремонтний
виробник експлуатації, період на пуск,
період, год
год експлуатації год
1 ВПТ-25-3 УТМЗ 380793 302 1189 17308
2 ПТ-25-90/10 УТМЗ 394272 314 1255 2075
3 Р-25-90 ХТГЗ 341224 269 1268 13124
Наработка за Кількість Середня
Середній
Завод- період пусків за наработка
№ Тип турбіни міжремонтний
виробник експлуатації, період на пуск,
період, год
год експлуатації год
4 Р-25-90 ХТГЗ 331310 251 1319 7529
5 ПТ-25-90 УТМЗ 396138 275 1440 12778
6 ПТ-25-90 УТМЗ 402726 337 1195 13424
7 Р-25/90/15 ХТГЗ 147583 74 1994 14758
8 ПТ-60-90-13 ЛМЗ 336275 265 1268 9607
9 ПТ-60-130 ЛМЗ 340902 326 1045 8314
10 ПТ-65/75- ЛМЗ 342108 339 1009 9503
130
11 ПТ-65/75- ЛМЗ 353543 289 1223 11784
130
12 Р-50-130 ЛМЗ 284497 193 14741 12931
13 Р-50/130/15 ЛМЗ 239793 320 749 29974
14 Р-50/130/15 ЛМЗ 244487 304 804 27165
15 Т-100-130 УТМЗ 275710 443 622 21208
16 Т-100-130 УТМЗ 262944 371 708 21912
17 Р-100-130 УТМЗ 121196 253 479 17313
18 Р-100-130 УТМЗ 220819 307 719 22081
19 ПТ-80-130 ЛМЗ 215993 243 888 23999
20 ПТ-80-130 ЛМЗ 206116 216 954 22901
21 Т-175/210- ТМЗ 181955 173 1051 13996
130
22 Т-175/210- ТМЗ 167500 148 1131 16750
130
23 Т-185/220- УТМЗ 156281 132 1183 13023
130
24 К-100-90 ЛМЗ 181812 448 405 15151
25 К-100-90 ЛМЗ 219898 371 592 21989
26 К-100-90 ЛМЗ 218927 386 567 18243
27 К-100-90 ЛМЗ 221515 313 707 18459
28 К-210-130 ЛМЗ 156824 495 316 11201
29 К-210-130 ЛМЗ 153677 486 316 13970
30 К-210-130 ЛМЗ 135604 518 261 12327
31 К-210-130 ЛМЗ 136084 472 288 10468
32 К-215-130 ЛМЗ 111351 293 380 12372
33 Т-50/60-8,8 ЛМЗ 6814 13 524 3407
34 Т-43-90-2М ЛМЗ 384553 71 5416 14790
35 Т-43-90-2М ЛМЗ 357969 238 1504 19887
36 ПТ-25-90/10 УТМЗ 352403 174 2025 19578
37 ПТ-60-90/13 ЛМЗ 346243 202 1714 16487
38 Т- УТМЗ 88486 39 2268 9832
118/125/130-
8
39 ПТ-140/165- УТМЗ 91643 56 1636 10182
130/15
40 ПР-25/30- ТМЗ 300212 206 1457 17659
90/10/0,9
41 ПТ-25-90 ТМЗ 354926 200 1774 20878
42 ПР-25-90 ТМЗ 293656 257 1142 13983
43 Т-25-90 ТМЗ 202763 380 533 15597
Наработка за Кількість Середня
Середній
Завод- період пусків за наработка
№ Тип турбіни міжремонтний
виробник експлуатації, період на пуск,
період, год
год експлуатації год
44 Т-25-90 ТМЗ 173705 271 640 12407
45 ПТ-60-90/13 ЛМЗ 313218 192 1631 17401
46 Т-100-130 ТМЗ 316477 246 1286 16656
47 Т-100-130 ТМЗ 292145 278 1050 17185
48 Т-100/120- УТМЗ 274907 219 1255 18327
130
49 Т-180/210- ЛМЗ 147466 366 402 14746
130-1
50 Т-180/210- ЛМЗ 129479 368 351 16184
130-1
51 Т-180/210- ЛМЗ 124707 292 427 15588
130-1
52 Т-180/210- ЛМЗ 11929 53 225 8503
130-1

Аналізуючи дані про наработку та пуски турбін за період експлуатації,
наведені в таблиці 3.4, можна зробити висновок, що відповідно до [134, 135]
досягнуті значення наработки або кількості пусків у більшості випадків
перевищують нормативний рівень. Відповідно, виникає необхідність скорочення
планового міжремонтного пробігу.
3.4.4 Програма розрахунку наработки та пусків турбін
Інформація про пуски, кількість годин роботи обладнання або перебування в
ремонті та резерві на багатьох станціях ведеться в оперативному журналі, зошиті
чи книзі, рідше зустрічається введення даних за допомогою комп’ютерної
програми Excel. Для спрощення введення та зберігання такої інформації в рамках
даної роботи був створений програмний продукт «Програма розрахунку
наработки та пусків турбін».
3.4.4.1 Введення даних
Враховуючи накопичений досвід і специфічні особливості ведення
документації на різних станціях, для введення даних про наработку передбачено
два варіанти. По кожній турбіні у задану форму заносяться технічні
характеристики. Кількість турбін можна додавати індивідуально — від 1 до 20.
Сценарій введення даних наведено на рисунку 3.4.
Основні дані:
Організація:
СП ТЕЦ-3
Назва:
Станційний турбоагрегат №1 – «ТГ №1» або «ТГ1»
Для наработки:
Передбачено два варіанти введення даних:
1. Кожні добу в годинах і хвилинах, максимум 24 години.
2. Кожен місяць у годинах і хвилинах, максимум 744 години.
Щомісячне (щодобове) введення включає:
1. Кількість годин роботи турбіни – у годинах і хвилинах.
2. Кількість годин перебування в ремонті – у годинах і хвилинах.
3. Кількість годин перебування в резерві – у годинах і хвилинах.
Вихідні (розрахункові) дані:
1. Кількість годин роботи турбіни за рік – у годинах і хвилинах.
2. Кількість годин перебування в ремонті за рік – у годинах і хвилинах.
3. Кількість годин перебування в резерві за рік – у годинах і хвилинах.
4. Накопичена кількість годин роботи турбіни з початку експлуатації – у
годинах і хвилинах.
Рисунок 3.4 – Сценарії введення даних про наработку
Інформація про пуски може зберігатися в одному з трьох варіантів таблиць
(таблиця 3.5). При введенні та розрахунку даних залишається незмінним
максимальний ліміт годин роботи за рік:
− 8784 години для високосного року,
− 8760 годин для звичайного року.
Введені числові значення для пусків можуть бути будь-якими, починаючи з
0.
Таблиця 3.5 – Варіанти введення даних пусків турбоагрегата [138]
№ Вхідні дані Вихідні (розрахункові) дані
1 - з гарячого стану — понад 40 годин Кількість пусків:
- з неостиглого стану — від 40 до 10 годин з гарячого стану (> 40 годин) за:
- з холодного стану — менше 10 годин − I квартал
− II квартал
− III квартал
− IV квартал
− Усього за рік
з неостиглого стану (від 10 до 40 годин) за:
− I квартал
− II квартал
− III квартал
− IV квартал
− Усього за рік
з холодного стану (< 10 годин) за:
− I квартал
− II квартал
− III квартал
− IV квартал
− Усього за рік
Усього пусків за рік
2 - Планові пуски − Усього планових
- Непланові пуски − Усього непланових
− Разом за рік
3 Пуски Кількість пусків за рік

У кінцевому вигляді програма дає можливість перегляду даних за
кожен місяць, за кожен рік, підсумкових даних, а також вибірки за
потрібний період по кожній турбіні.
3.4.4.2 Введення та виведення даних (приклад)
На рисунках 3.5–3.6 наведено скріншоти програми з обробки
ресурсних показників турбін на прикладі ТЕЦ-3.

Рисунок 3.5 – Скріншот програми: список турбоагрегатів, що працюють на
станції

Рисунок 3.6 – Скріншот програми: таблиця зберігання ресурсних
показників турбоагрегатів

3.5 Методика визначення показників виробничих циклів турбіни
Виробничим циклом парової турбіни називають календарну тривалість
експлуатаційного періоду — від моменту пуску в роботу після завершення
попереднього капітального ремонту до моменту закінчення наступного
планового капітального ремонту.
У період виробничого циклу установка може перебувати в стані планового
ремонту, роботи під навантаженням або резерву (рисунок 3.7) [123].

Рисунок 3.7 – Виробничий цикл установки: Тн – час несення навантаження,
Трез – час перебування в резерві, Трем – час перебування в ремонті, Тц – виробничий цикл
установки.
Час, протягом якого турбоустановка несе навантаження, є основним
технологічним процесом і, незалежно від величини навантаження, надалі буде
називатися наработка.
Режим «резерв» турбоустановки передбачений для випадків, коли
турбоустановка за диспетчерським графіком перебуває в стані очікування і готова
до прийому навантаження (після проведення пускових операцій).
Режим «ремонт» передбачає виконання планових та непланових ремонтних
робіт. Далі враховуються лише ті ремонтні роботи, які потребують витрат часу
300 календарних годин і більше, незалежно від типу ремонту: капітальний,
аварійний, середній або поточний [123].
Для всієї сукупності обстежених турбін середня тривалість виробничого
циклу становила 22 691 годину (945,5 діб), а структура наведена на рисунку 3.8.
8%
23%
69%
Ремонт Резерв Наработка

Рисунок 3.8 – Структура виробничого циклу
Структура виробничого циклу турбін, що працюють на різних
електростанціях, практично не відрізняється одна від одної. Це пов’язано з
єдністю ремонтно-експлуатаційної політики та збігом підходів диспетчерського
управління [123].
Визначені відмінності у виробничих циклах мають турбіни різних заводів-
виробників (рисунок 3.9).
А
7%
29%
64%
Ремонт Резерв Наработка

Б
7%
13%
79%
Ремонт Резерв Наработка

Рисунок 3.9 – Структури виробничих циклів турбін:
а) ЛМЗ, б) УТМЗ
Середня тривалість виробничого циклу турбін за вибіркою ЛМЗ становить
24 121 годину, УТМЗ – 21 322 години.
Знання структури виробничого циклу паротурбінного обладнання
забезпечує достовірність розрахунку основних характеристик надійності:
ймовірність безвідмовної роботи, час безвідмовної роботи, наработка до відмови,
призначений ресурс, коефіцієнт готовності тощо.
У зв’язку з цим слід зазначити, що параметри виробничого циклу
змінюються протягом усього строку експлуатації парової турбіни. У таблиці 3.6
наведені характеристики виробничого циклу двох різних десятиліть щодо
календарної середньої тривалості циклу турбіни Т-100-130, введеної в
експлуатацію у 1967 р. [123].
Таблиця 3.6 – Характеристики виробничих циклів турбіни Т-100-130
Показник Період з 1968 по 1978 р. Період з 1989 по 1999 р.
Кількість годин % Кількість годин %
Наработка, всього 84089 – 71344 –
Середня наработка на цикл 28029 85 14268 74
Середня тривалість ремонту 2337 7 2356 12
Середня тривалість резерву 2549 8 2652 14

Зміни обумовлені не стільки станом працездатності установки, скільки
відомими змінами в управлінні та ринковими перетвореннями в енергетиці [123].
Середні характеристики виробничих циклів турбоустановок, наведені в цій
роботі, за весь період експлуатації подані в таблиці 3.7 [123].
Таблиця 3.7 – Середні характеристики виробничого циклу турбін
№ Тип турбіни Завод- Середня Середні характеристики циклу
виробник тривалість Наработка, Ремонт, Резерв, Кількість
виробничого год год год пусків
циклу, год
1 ВПТ-25-3 УТМЗ 19947 17308 1464 1193 15
2 ПТ-25-90/10 УТМЗ 23569 20751 1065 1752 17
3 Р-25-90 ХТГЗ 16183 13124 1112 1946 10
4 Р-25-90 ХТГЗ 10990 7529 824 2660 6
5 ПТ-25-90 УТМЗ 15399 12778 1071 1549 9
6 ПТ-25-90 УТМЗ 15780 13424 919 1473 11
7 Р-25/90/15 ХТГЗ 21914 14758 1355 5800 7
8 ПТ-60-90-13 ЛМЗ 13274 9607 1397 2285 8
9 ПТ-60-130 ЛМЗ 10903 8314 1500 1104 8
10 ПТ-65/75- ЛМЗ 12174 9503 1344 1359 9
130
11 ПТ-65/75- ЛМЗ 14317 11784 1005 1527 10
130
12 Р-50-130 ЛМЗ 19125 12931 1441 4753 9
13 Р-50/130/15 ЛМЗ 47667 29974 1473 17082 40
14 Р-50/130/15 ЛМЗ 41152 27165 27165 12034 34
15 Т-100-130 УТМЗ 27045 21208 2359 3477 34
16 Т-100-130 УТМЗ 28549 21912 2112 4978 31
17 Р-100-130 УТМЗ 35352 17313 1978 16059 36
18 Р-100-130 УТМЗ 28936 22081 2568 4286 31
19 ПТ-80-130 ЛМЗ 30437 23999 1725 4712 27
20 ПТ-80-130 ЛМЗ 30193 22901 1701 5590 24
21 Т-175/210- ТМЗ 19592 13996 2361 3395 13
130
22 Т-175/210- ТМЗ 24544 16750 2995 4799 15
130
23 Т-185/220- УТМЗ 17166 13023 1672 2677 12
130
24 К-100-90 ЛМЗ 25533 15151 2492 7890 37
25 К-100-90 ЛМЗ 32232 21989 1987 8255 37
26 К-100-90 ЛМЗ 26303 18243 1932 6127 32
27 К-100-90 ЛМЗ 25566 18459 1316 5790 26
28 К-210-130 ЛМЗ 19425 11201 2105 6119 35
29 К-210-130 ЛМЗ 23906 13970 2057 7878 44
30 К-210-130 ЛМЗ 23063 12327 2090 8881 47
31 К-210-130 ЛМЗ 18879 10468 2165 6624 36
32 К-215-130 ЛМЗ 21426 12372 1864 7190 33
33 Т-50/60-8,8 ЛМЗ 9120 3407 360 5352 7
34 Т-43-90-2М ЛМЗ 19873 14790 1050 4032 3
35 Т-43-90-2М ЛМЗ 25988 19887 871 5229 13
36 ПТ-25-90/10 УТМЗ 25608 19578 1268 4761 10
37 ПТ-60-90/13 ЛМЗ 21521 16487 1261 3772 10
№ Тип турбіни Завод- Середня Середні характеристики циклу
виробник тривалість Наработка, Ремонт, Резерв, Кількість
виробничого год год год пусків
циклу, год
38 Т- УТМЗ 13637 9832 796 3008 4
118/125/130-
8
39 ПТ-140/165- УТМЗ 14723 10182 1422 3118 6
130/15
40 ПР-25/30- ТМЗ 27844 17659 2333 7894 12
90/10/0,9
41 ПТ-25-90 ТМЗ 27844 20878 1873 5244 12
42 ПР-25-90 ТМЗ 22540 13983 1790 6834 12
43 Т-25-90 ТМЗ 24954 15597 1701 7655 29
44 Т-25-90 ТМЗ 18380 12407 1061 4355 19
45 ПТ-60-90/13 ЛМЗ 22892 17401 1882 3609 11
46 Т-100-130 ТМЗ 20761 16656 1495 2609 13
47 Т-100-130 ТМЗ 22171 17185 1645 3341 16
48 Т-100/120- УТМЗ 22802 18327 1805 2669 15
130
49 Т-180/210- ЛМЗ 22911 14746 2328 5836 37
130-1
50 Т-180/210- ЛМЗ 27455 16184 1995 9275 46
130-1
51 Т-180/210- ЛМЗ 26397 15588 1518 9291 37
130-1
52 Т-180/210- ЛМЗ 21954 8503 469 15520 27
130-1

З таблиці видно суттєву різницю між індивідуальними та парковими
характеристиками виробничих циклів. Так, розмах середніх тривалостей циклів
за обстеженими турбінами досягає 47 667 годин; частка ремонтних простоїв — 1
622 години. Це означає, що індивідуальні особливості турбін — номенклатура
ремонтуваних вузлів, тривалості міжремонтного періоду, темпи наростання
дефектів, програми ремонтного обслуговування тощо — відіграють більш
суттєву роль у забезпеченні працездатності, ніж паркові.
При цьому виявляється і підтверджується той факт, що дефекти виникають
і наростають у вузлах установки по-різному. Так, на турбіні Р-50-130, введеній в
експлуатацію у 1964 р., дефекти бандажних обойм на діафрагмах виникають і
збільшуються протягом міжремонтного періоду настільки, що їх заміна
передбачена при кожному ремонті [123]. Це означає, що строк наростання
дефекту тут близький до міжремонтного періоду.
На рисунку 3.9 наведено порівняння тривалості середнього фактичного
міжремонтного ресурсу та нормативного ресурсу.

Рисунок 3.9 – Порівняння тривалості міжремонтного ресурсу
З графіка на рисунку 3.7 видно, що всі 100% розглянутих турбін працюють
із фактичним міжремонтним ресурсом меншим, ніж встановлений нормативний
міжремонтний ресурс [127].
Тому на електростанціях доцільно сформувати інформаційні бази даних з
ремонтного та експлуатаційного обслуговування — аналог «діагностичної
карти» та ремонтного формуляра.
Такий електронний документ дозволить більш обґрунтовано приймати
рішення про продовження строку експлуатації турбіни.
На тривалість міжремонтного пробігу парових турбін, окрім інших причин,
значно впливає кількість пусків-зупинок [123]. Для прикладу, на рисунку 3.10
показано розподіл числа пусків турбіни Р-100-130 з 1978 по 2011 рр.

Рисунок 3.10 – Розподіл пусків турбіни Р-100-130 за роками
Середня кількість пусків на рік цієї турбіни за період експлуатації склала 9.
При середній тривалості циклу 28 936 годин середня кількість пусків на цикл
дорівнює 31.
Для всієї генеральної сукупності середня кількість пусків на цикл
знаходиться в межах від 3 до 47. Паркові характеристики пусків турбін наведені
в таблиці 3.3 [123].
Тут із очевидністю підтверджується правило: чим більше пусків, тим
коротший міжремонтний пробіг.
Тому при оцінці індивідуальних характеристик надійності турбіни слід
враховувати не тільки наработку, а й кількість пусків. Індивідуальні статистичні
характеристики можуть бути легко перетворені на характеристики надійності, як
це розглянуто на прикладі турбіни Т-100-130 ТМЗ (показники надійності
розраховані за період, рівний 1 року):
- ймовірність безвідмовної роботи P=0,6;
Т
- коефіцієнт готовності КГ =
н = 0,91;
Тн+Тв
- ймовірна тривалість безвідмовної роботи після чергового ремонту
��ср =13 302 год [123].

Інформація про ремонтно-експлуатаційну історію турбоустановок
представлена у численних документах на електростанціях. Основний обсяг
документів зберігається в архіві. Це ремонтні формуляри, дефектні відомості,
відомості замовлення запчастин, оперативні журнали, програми та графіки
ремонтних робіт тощо.
На основі цієї інформації для кожної турбоустановки може бути створена
«діагностична карта» у формі електронної бази даних, за якою можна відтворити
реальний індивідуальний ремонтно-експлуатаційний портрет. Тоді стане
можливим формувати потік даних за вузлами установки, видами дефектів,
темпами наростання дефектів, ресурсними та іншими технологічними ознаками.
Характеристики надійності тоді стане можливим розраховувати для окремих
вузлів і блоків установки. В першу чергу: ймовірний час безвідмовної роботи
кожного вузла [123].

Висновки
1. Ремонтна документація, складена тепловими електростанціями,
дозволяє розглянути види та механізми пошкоджень елементів парової турбіни,
а також класифікувати механізми виникнення та розвитку дефектів металів
турбін.
2. Встановлено, що середній міжремонтний ресурс обстежених турбін,
використаних для аналізу у цій роботі, становив 15 696 годин, тоді як
нормативний міжремонтний ресурс для розглянутих турбін становить від 27 200
до 34 000 годин. З цього випливає, що накопичувані дефекти у вузлах установки
наростають і не дозволяють продовжувати її експлуатацію без проведення
ремонтних робіт.
3. Скорочення наявного ресурсу парової турбіни, пов’язане з
тривалими строками експлуатації та наближенням до граничного стану окремих
вузлів, потребує переходу до індивідуального планування ремонтних процедур.
Це можна здійснити лише з урахуванням ремонтної послідовності за весь період
експлуатації [123]. Використання «призначеного» ресурсу в цьому випадку може
призводити до неконтрольованого наростання дефектів. Ремонтна історія кожної
установки може бути створена на кожній електростанції за матеріалами
ремонтної документації.
4. Експериментально доведено суттєву різницю темпів наростання
дефектів за матеріалами паркових і індивідуальних ресурсів. Це дозволило
сформувати методику розрахунку швидкості наростання дефектів.
5. Ремонтно-експлуатаційна історія парової турбіни як електронна база
даних дозволить перейти до альтернативного планування ремонтних робіт
(термін і обсяги ремонту, замовлення запчастин тощо) та прогнозування
залишкового ресурсу з урахуванням стану окремих вузлів, умов експлуатації,
наработки, числа пусків, відомостей про дефекти. Це забезпечить підвищення
надійності експлуатованих парових турбін[137].
6. Створено інформаційну модель у вигляді програмного продукту
«База даних ремонтної історії турбоустановки», який забезпечує збір, зберігання
та структурування даних про раніше проведені ремонтні роботи парової турбіни.
7. Розроблений програмний продукт «Програма розрахунку наработки
та пусків турбін» дозволяє вводити поточні показники турбіни та зберігати
інформацію з можливістю перегляду даних за кожний місяць, за кожний рік,
сумарних даних та вибірки за цікавий період.
Тестування програми проведено на ТЕЦ-5. Тестування показало прийнятну
працездатність програми.

РОЗДІЛ 4 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ
СИТУАЦІЯХ
МКР 25.144.52 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лук’яненко Розділ 4 Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Цікановський
Реценз.
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-45
Затверд. Калейніков
РОЗДІЛ 4 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ
СИТУАЦІЯХ

4.1. Вимоги безпечного обслуговування турбінних установок
4.1.1. Обслуговування парових турбоагрегатів
1.1. Зовнішні напірні мастилопроводи, розміщені в зоні гарячих поверхонь,
необхідно обладнати спеціальними щільними захисними коробами з листової
сталі. Нижня частина коробів повинна мати схил для стікання мастила у збірний
трубопровід, який не залежить від колектора аварійного зливання і поєднаний з
ємністю аварійного зливання мастила.
Під час проведення ремонтів короби необхідно перевіряти на щільність
шляхом заповнення їх водою.
1.2. Мастилопроводи, розміщені зовні короба, необхідно відділити від
гарячих поверхонь металевими захисними екранами, а їхні фланці розмістити у
спеціальних кожухах із зливом з них мастила у безпечне місце.
Кожухи фланцевих з'єднань повинні охоплювати фланці, а також розміщені
поруч зварні шви і ділянку труби завдовжки від 100 до 120 мм від шва.
1.3. Під час проведення випробувань автомата безпеки працівникам, які
безпосередньо не беруть участі у проведенні випробувань, заборонено
перебувати на площадці обслуговування турбіни.
Перевірку автомата безпеки шляхом збільшення частоти обертання ротора
необхідно проводити за програмою, затвердженою головним інженером
електростанції.
Перед початком проведення випробувань автомата безпеки необхідно
проінструктувати працівників, які беруть участь у випробуваннях, із записом про
це у журналі інструктажів.
Керувати проведенням випробувань повинен безпосередньо начальник цеху
або його заступник, який повинен слідкувати за частотою обертання ротора
турбіни за тахометром. Решту працівників, які беруть участь у проведенні
випробувань, потрібно розставити так, щоб у потрібний момент можна було
швидко вимкнути агрегат.
Перевірку автомата безпеки за наявності у головної парової засувки байпаса
необхідно проводити за умови закритої засувки через байпас.
1.4. Перед початком перевірки автомата безпеки шляхом збільшення частоти
обертання ротора потрібно перевірити його ручне вимикання за номінальної
частоти обертання, а також перевірити посадку стопорних і регулювальних
клапанів.
У разі незадовільної посадки стопорних і регулювальних клапанів перевіряти
роботу автомата безпеки шляхом збільшення частоти обертання ротора турбіни
заборонено.
1.5. Якщо під час перевірки автомата безпеки частота обертання ротора
турбіни зросла до рівня, за якого повинен спрацювати автомат безпеки, але він
не спрацював, турбіну необхідно негайно зупинити ручним вимикачем. Якщо не
спрацював ручний вимикач, турбіну необхідно зупинити швидким закриванням
регулювальних клапанів і головної парової засувки (байпаса).
Дозволяється проводити повторне випробування автомата безпеки шляхом
збільшення частоти обертання ротора тільки після виявлення і усунення
несправностей.
1.6. Зупинена для ремонту турбіна повинна від'єднуватись від діючого
обладнання і загальноцехових трубопроводів пари, води, мастила відповідно до
вимог пунктів 10.6 та 10.7 розділу IV цих Правил.
1.7. Для проведення робіт всередині конденсатора необхідно перекрити
напірну і зливальну лінії циркуляційної води й відкрити атмосферний клапан і
люки для неперервної вентиляції конденсатора.
Роботи всередині конденсатора повинні проводитись з дотриманням вимог
пунктів 9.7-9.11, 9.13-9.15 розділу IV цих Правил.
1.8. Спеціальні знімні вантажозахоплювальні пристосування для піднімання
кришок циліндрів і роторів турбін перед початком проведення робіт необхідно
оглянути. Після закінчення ремонту зазначених пристосувань потрібно
поставити на них дату огляду.
1.9. Важкі деталі (ротор, кришка циліндра), що знімаються з турбіни,
потрібно укладати на козли і підкладки, щоб не допустити їх зісковзування,
згідно з планом розміщення деталей і з урахуванням вимог пункту 1.15 розділу
IV цих Правил.
Не дозволяється використовувати для підкладок шпали, оброблені
антисептиками.
1.10. Відгвинчувати болти і затягувати гайки фланцевих з'єднань рознімань
циліндрів турбін необхідно за інструкцією заводу - виробника турбін.
1.11. Під час розкриття і піднімання кришки циліндра турбіни необхідно:
користуватись наявними пристосуваннями (наприклад, балансиром);
відривати верхню половину циліндра (кришки) від нижньої за допомогою
відтискних болтів;
переконатись у тому, що кришка перед підніманням надійно застроплена;
піднімати кришку за командою відповідального працівника тільки після її
ретельного вивіряння і за умови установлених напрямних болтів (свічок);
перевіряти під час піднімання кришки рівномірність переміщування її
відносно фланця рознімання нижньої половини циліндра.
Під час перевірки рівномірності переміщування кришки, а також під час її
піднімання класти руки на фланець рознімання під кришку, що піднімається,
заборонено.
1.12. У разі виявлення під час піднімання кришки перекошування або
заїдання кришку необхідно опустити і знову вивірити кріплення її до гака
підтягуванням або послаблюванням тросів. Довжину тросів регулювати гайками
або талрепами підіймального пристосування.
1.13. Під час піднімання кришки циліндра необхідно стежити за тим, щоб
разом з кришкою не піднімались ущільнювальні обойми, якщо вони за
конструкцією не кріпляться до кришки турбіни і не виключена можливість їх
падіння від поштовхів під час подальшого піднімання.
У випадку, коли за незначної висоти піднімання кришки обойми не можуть
бути вибиті ударами свинцевої кувалди по кришці, її подальше піднімання
можливе тільки після виставлення кришки на підкладки і надійного закріплення
обойми за кришку.
1.14. Якщо діафрагми конструктивно кріпляться до кришки циліндра і за
незначної висоти піднімання кришки виявлено, що шурупи, що кріплять верхні
половини діафрагми, обірвані, подальше піднімання кришки припинити.
У цьому разі кришку циліндра необхідно підняти на висоту, необхідну для
укріплення діафрагми, й установити на викладку. Після укріплення діафрагми
можна продовжити піднімання і подальше транспортування кришки циліндра
турбіни.
1.15. Виконувати будь-яку роботу під піднятою кришкою циліндра або
діафрагмою заборонено.
1.16. Шабрувати нижній фланець циліндра турбіни дозволяється лише за
умови, що кришка циліндра відведена у безпечне місце або виставлена на
підкладки.
1.17. Дозволяється перекантовувати кришки циліндра тільки під
безпосереднім керівництвом керівника робіт.
Перед тим, як розпочати кантування, необхідно переконатись у відсутності
на кришці незакріплених деталей (гайок, болтів, заглушок, інструменту тощо).
1.18. Усі отвори паропроводів і дренажів, що приєднуються до циліндра
турбіни, після його розкривання необхідно зразу закрити дерев'яними пробками
або кришками, а отвори горловини конденсатора закласти міцними дерев'яними
щитами.
1.19. У разі використання для нагрівання кріпильних різьбових з’єднань
електронагрівачів типу ТЕН їх необхідно заземлити.
Опір ізоляції між корпусом нагрівача і струмовідними частинами повинен
бути більше 2 МОм.
До роботи з електронагрівачами допускаються працівники, які мають групу
з електробезпеки не нижче II. Вони повинні виконувати роботу в гумових
діелектричних рукавицях.
Під час роботи з електронагрівачем заборонено:
розбирати його, не від’єднавши кабель живлення від мережі;
згинати або деформувати захисну трубку корпуса нагрівача;
установлювати електронагрівач в отвір шпильки із застосуванням ударів або
значного зусилля;
нагрівати шпильку з глухим центральним отвором, глибина якого менша за
робочу довжину електронагрівача;
переходити з одного місця на інше з увімкненим електронагрівачем;
рознімати цангові контакти струмовідних кабелів на працюючому
електронагрівачі;
залишати без нагляду увімкнений електронагрівач.
1.20. Під час роботи з ежекційним нагрівачем кріпильних деталей циліндра
турбіни багатополуменевий пальник повинен працювати без ляскоту і зворотних
ударів. Усі з’єднання і канали пальника повинні бути герметичними. На місці
проведення робіт мають бути листовий азбест, вогнегасник і металевий лист для
регулювання полум’я пальника.
Перед початком проведення робіт із застосуванням ежекційного нагрівача
усі роботи на проточній частині турбіни необхідно припинити, а працівників
вивести у безпечне місце.
Пальник ежекційного нагрівача необхідно запалювати від полум'я на листі-
деці.
Під час роботи з ежекційним нагрівачем стояти навпроти полум'я, а також
працювати у засмальцьованому одязі і замаслених рукавицях заборонено.
1.21. У разі використання для прогрівання шпильок рознімань циліндрів
турбіни повітряних нагрівників уведення в отвір шпильки штуцера для
подавання гарячого повітря і видалення його після нагрівання необхідно
проводити за умови перекритого вентиля подавання повітря.
Працівники, які виконують ці роботи, повинні бути в рукавицях і захисних
окулярах.
Не дозволяється прогрівати шпильки відкритим полум'ям газового пальника.
1.22. Під час демонтажу дефектних лопаток турбіни із застосуванням
електрозварювання ротор необхідно заземлити.
Не дозволяється демонтувати лопатки турбін за допомогою
вантажопідіймального крана.
1.23. Під час розкривання і закривання підшипників потрібно дотримуватись
таких заходів безпеки:
кришки і вкладиші потрібно стропувати за повністю загвинчені римболти,
що щільно прилягають до поверхні кришки;
у разі викочування нижнього вкладиша підшипника під час центрування по
напівмуфтах для піднімання ротора на невелику висоту необхідно
використовувати скобу, установлену на розніманні підшипника. Вивертати
вкладиш потрібно за допомогою лома і римболтів. Братись за краї вкладиша
руками заборонено. Протирати розточку корпуса дозволяється тільки після
вжиття заходів щодо унеможливлення зісковзування вкладиша.
Не дозволяється міняти прокладки під вкладишем опорного підшипника без
належного закріплення вкладиша.
1.24. Перед тим, як розпочати перезаливання вкладишів підшипників
бабітом, форми необхідно просушити.
Перезаливання вкладишів підшипників необхідно проводити у захисних
окулярах, прогумованому фартусі і рукавицях.
Під час знежирювання вкладишів каустичною содою і травлення їх кислотою
дотримуватись відповідних вимог розділу XII цих Правил.
1.25. Виймати і установлювати ротор турбіни необхідно спеціальними
пристроями.
Перед початком піднімання напівмуфти сусідніх роторів потрібно розсунути
настільки, щоб виступ однієї половини вийшов із заточки іншої.
Положення ротора під час піднімання після натягування краном тросів
повинно бути горизонтальним, що визначається на початку піднімання ротора за
одночасністю відривання шийок ротора від вкладишів, а після піднімання на
незначну висоту - за рівнеміром, установленим на одну із шийок вала.
За наявності перекосів, заїдань і зачіплювань піднімання ротора негайно
припинити.
1.26. Під час розбирання пристроїв регулювання і захисту потрібно
дотримуватись таких заходів безпеки:
у разі розбирання автоматичного стопорного клапана потрібно відгвинтити
два діаметрально протилежних болти на розніманні колонки, установити замість
них дві подовжені шпильки з нарізами по всій довжині і тільки після цього
розпочати відгвинчування решти болтів, обережно розпускаючи пружину
довгими шпильками з нарізами;
вийняти дросельний клапан після стропування його за повністю загвинчену
з'єднувальну напівмуфту;
послаблювати пружини відцентрового регулятора під час його розбирання
потрібно рівномірно з обох боків.
1.27. Під час посадки деталей турбін з натягом способом глибокого
охолодження необхідно надягати рукавиці і працювати із застосуванням
спеціальних пристосувань.
У разі використання рідкого азоту для охолодження деталей необхідно
враховувати можливість утворення вибухонебезпечної суміші - рідкої азотно-
кисневої суміші із вмістом кисню понад 30%.
Щоб унеможливити утворення вибухонебезпечних сумішей, необхідно
попередньо ретельно очистити деталі, що охолоджуються, а також ванну від
мастила і жирових забруднень і в процесі охолодження здійснювати контроль за
підвищенням концентрації кисню в азоті.
1.28. Перевіряти та зачищати гребені кінцевих або діафрагмових ущільнень
необхідно в рукавицях.
1.29. Перед початком прокручування ротора турбіни вручну (під час
центрування) необхідно перевірити відсутність на ньому незакріплених деталей,
стати ногами на горизонтальне рознімання турбіни або на площадку,
установлену на рівні горизонтального рознімання.
Прокручування ротора вручну потрібно проводити за командою виконавця
робіт або призначеного ним працівника зі складу бригади.
Перед початком прокручування ротора турбіни краном ремонтні роботи на
проточній частині турбіни необхідно припинити, а працівників вивести у
безпечне місце.
Стояти біля натягувального троса під час прокручування ротора краном
заборонено. Намотувати трос необхідно рівномірно, без набігання, уникаючи
його защемлення.
1.30. Під час балансування ротора турбіни на станку використовувати пасову
передачу заборонено. Ротор двигуна повинен бути з'єднаний з ротором, що
балансується, через рухому муфту, яка легко розчіплюється на ходу.
Проти місць кріплення пробних вантажів, які використовують під час
балансування ротора, необхідно установлювати захисні щити.
Під час балансування ротора турбіни на станку або у власних підшипниках
місце балансування необхідно обгородити, а працівників вивести із зони
обертання ротора.
Під час балансування ротора необхідно дотримуватись також вимог глави 11
розділу IV цих Правил.
1.31. Проводити роботи, пов'язані із заміною, ремонтом арматури на газо-,
мастилопроводах та розбиранням деталей регулювання (за винятком заміни
манометрів), дозволяється тільки на непрацюючих турбіні чи мастилонасосі.
1.32. Під час проведення ремонтних робіт на мастилосистемі необхідно:
вогневі роботи виконувати з дотриманням вимог глави 7 розділу IV цих
Правил;
на ділянках мастилопроводів, на яких під час проведення ремонту здійснено
перезварювання зварювальних стиків фланцевих з'єднань, штуцерів, відводів
тощо, проводити гідравлічне випробування;
негайно прибирати розлите мастило;
під час хімічного очищення мастилосистеми дотримуватись вимог розділу ХІ
цих Правил;
пропарювати труби мастилосистеми і мастилоохолоджувача насиченою
парою тиском до 0,6 МПа (6 кгс/кв.см) на спеціально обладнаній площадці.
Вентиль подавання пари необхідно установлювати безпосередньо біля робочого
місця.
Не дозволяється використовувати для підведення пари гумові шланги.
1.33. Роботи всередині баків з мастилом необхідно проводити тільки за
нарядом після повного очищення баків від мастила і шламу, пропарювання та
вентиляції з дотриманням вимог охорони праці, передбачених главою 9 розділу
IV цих Правил.
Спускатись працівникам всередину баків без шлангового або
киснеізолювального протигаза, рятувального пояса та рятувальної мотузки для
огляду і очищення їх внутрішніх поверхонь від мастила і шламів заборонено.
1.34. Вогневі роботи на відстані менше 10 м від ділянок газомастильної
системи, що містять водень, проводити за нарядом з дотриманням заходів щодо
створення безпечних умов для проведення робіт (установлення огороджень,
перевірка повітря в приміщенні на відсутність водню тощо).
Проводити вогневі роботи безпосередньо на корпусі генератора, на
трубопроводах і апаратах газомастильної системи, що заповнені воднем,
заборонено.
Біля генераторів та пристроїв газомастильної системи необхідно вивішувати
застережні знаки безпеки «Обережно! Небезпека вибуху».

4.1.2. Безпечне обслуговування газотурбінних та парогазових
установок
2.1. Під час обслуговування газотурбінного агрегату необхідно
дотримуватись вимог пунктів 1.1, 1.2, 1.8-1.25, 1.27-1.34 розділу VIII цих Правил.
2.2. Випробування автомата безпеки шляхом збільшення частоти обертання
ротора потрібно проводити за програмою, затвердженою головним інженером
електростанції, під керівництвом начальника цеху або його заступника.
Перед початком проведення цих випробувань потрібно проінструктувати
працівників, які беруть в них участь, із записом про це в журналі інструктажів.
Працівників, які беруть участь у проведенні випробувань, розставити так,
щоб у потрібний момент можна було відключити ГТУ.
Начальник цеху або його заступник повинні контролювати частоту
обертання ротора турбіни.
Перед початком проведення випробувань необхідно виконати роботи з:
перевірки щільності паливних клапанів;
перевірки дієздатності електроприводів паливних засувок;
розходжування клапана автоматичного затвора (стоп-крана);
перевірки спрацьовування захисту у разі дії на кнопку зупинки і ключ
дистанційної зупинки з блочного щита керування (центрального щита
керування).
Під час проведення випробувань автомата безпеки перебувати на площадці
обслуговування газової турбіни працівникам, які безпосередньо не беруть участі
у випробуваннях, заборонено.
2.3. Якщо під час проведення випробувань автомат безпеки не зупинив ГТУ
після досягнення частоти обертання ротора рівня спрацьовування, ГТУ зупинити
ручним вимикачем.
У разі неспрацювання ручного вимикача ГТУ необхідно зупинити швидким
закриванням арматури на паливопроводах або вимкненням паливних насосів.
Проводити повторне випробування автомата безпеки шляхом збільшення
частоти обертання ротора дозволяється тільки після виявлення та усунення всіх
дефектів.
2.4. Не дозволяється на працюючому обладнанні підніматись на кришки
корпусів циліндрів ГТУ або на теплоізоляційний кожух, а також входити у
всмоктувальну камеру компресора.
2.5. Обтирання ГТУ необхідно проводити регулярно, не допускаючи
накопичення пилу, мастила та іншого матеріалу, щоб уникнути пожежі.
2.6. У разі виявлення витікання мастила і рідкого палива на гарячі поверхні
необхідно негайно зупинити ГТУ і вжити заходів щодо припинення витікання.
2.7. Роботи на повітроводах, газоходах необхідно проводити:
за умови закритих шиберів перед компресором і після газової турбіни;
після ретельної вентиляції газоходів від шкідливих газів і перевірки повітря
на загазованість;
з дотриманням вимог пунктів 9.12 і 9.13 розділу IV цих Правил.
2.8. Зовнішні огляди повітроводів і газоходів повинні проводити не менше
двох, а внутрішні огляди і ремонт - не менше трьох працівників з дотриманням
вимог глави 9 розділу IV цих Правил.
2.9. Під час обслуговування систем подавання газоподібного палива до ГТУ
необхідно дотримуватись вимог НПАОП 0.00-1.20-98 та (або) інших чинних
нормативно-правових актів, що застосовуються у відповідній галузі.
2.10. Паливопроводи повинні бути герметичними. У місцях можливих
витікань (біля кранів, вентилів) необхідно установити спеціальні пристрої для
відведення палива з них у безпечне місце.
2.11. Підтягувати сальникові ущільнення і фланцеві з’єднання на арматурі і
вузлах паливоподавання дозволяється тільки на непрацюючому обладнанні.
2.12. У разі виведення у ремонт вузлів паливоподавання необхідно відділити
їх від паливопроводів заглушками.
2.13. У разі виведення у ремонт ділянки паливопроводу його необхідно
від'єднати, спорожнити, очистити (промити, продути) і відділити заглушками.
2.14. Під час експлуатації ГТУ вогневі роботи на відстані до 10 м від вузлів
паливоподавання потрібно проводити за нарядом з дотриманням заходів щодо
створення безпечних умов праці (установлення засобів пожежогасіння,
перевірка повітря у приміщенні на загазованість тощо).
2.15. Обслуговування котлів-утилізаторів і газоводяних теплообмінників
необхідно проводити згідно з вимогами НПАОП 0.00-1.26-96 та інших чинних
нормативно-правових актів.
2.16. Робота ГТУ на «сухий» теплоутилізаційний пристрій дозволяється
тільки у випадках, передбачених технічними умовами. У цьому разі не
допускається підвищення температури продуктів згоряння після ГТУ понад
+500°C.
2.17. Обслуговування блока допалювальних пристроїв необхідно проводити
відповідно до вимог НПАОП 0.00-1.20-98 та інших чинних нормативно-
правових актів.
Потрібно також дотримуватись вимог пунктів 1.3, 1.4 і 1.5 розділу VII цих
Правил.
2.18. Гасити пожежу, що виникла на працюючій ГТУ, можна тільки
вуглекислотними або пінистими вогнегасниками, а не водою.
2.19. У разі виникнення пожежі у блоці внутрішніх підшипників необхідно
зупинити ГТУ і подати у порожнину блока вуглекислоту.
2.20. У разі виникнення пожежі під час пуску ГТУ в газоході необхідно різко
підняти навантаження. Якщо збити полум'я не вдається, ГТУ необхідно
зупинити.
У газохід необхідно подавати вуглекислоту. Якщо пожежа продовжується,
то через люки потрібно подати піну від піногенератора.
2.21. У разі виникнення пожежі під теплоізолювальним кожухом ГТУ
«легкого» типу ГТУ необхідно негайно зупинити і подати вуглекислоту.
2.22. У разі виникнення пожежі в теплоутилізаційному пристрої ГТУ
потрібно негайно зупинити і за наявності системи обмивання подати воду.
Якщо пожежа продовжується, а також за відсутності системи обмивання,
необхідно відкрити люки і подати піну від піногенератора.

4.1.3. Заходи безпеки під час роботи з вогнестійкими мастилами

3.1. У разі застосування в системах регулювання турбін з метою підвищення
пожежобезпеки замість турбінного мастила вогнестійких синтетичних мастил
«Иввиоль-3» і ОМТИ необхідно дотримуватись вимог спеціальних інструкцій
заводів-виробників і «Типовой инструкции по приемке, хранению и
эксплуатации огнестойкого турбинного масла ОМТИ», затвердженої Міненерго
СРСР 18 грудня 1990 року.
Вогнестійке мастило «Иввиоль-3» - токсична речовина, яка у випадку
потрапляння в шлунково-кишковий тракт людини, проникнення крізь шкіру,
вдихання пари і аерозолів діє паралітично. За ступенем дії на організм людини -
це помірно небезпечна речовина: клас небезпеки - 3, ГДК у повітрі робочої зони
1,5 мг/куб.м.
Вогнестійке мастило ОМТИ має ступінь небезпеки того самого класу, що й
мінеральне мастило, не діє паралітично і має ГДК у повітрі робочої зони 5 мг/куб.
м.
3.2. Система регулювання, що працює на вогнестійкому мастилі, повинна
задовольняти підвищеним вимогам щодо контролю за щільністю фланців і
вентилів під час монтажу й експлуатації.
Трубопроводи, якими здійснюється транспортування вогнестійкого мастила,
повинні мати коричневе забарвлення з трьома жовтими кільцями.
3.3. Мастилобаки системи регулювання і змащування та картери
підшипників повинні мати витяжну вентиляцію, щоб запобігти викиданню
аерозолів у приміщення турбінного відділення. Викид після ексгаустера повинен
бути виведений на 1 м вище покрівлі турбінного відділення.
3.4. Тиск охолоджувальної води у мастилоохолоджувачах повинен
перевищувати тиск мастила на 0,1 МПа (1 кгс/кв. см) або схема охолодження
повинна бути двоконтурною.
3.5. Одночасно з пуском мастилонасосів повинен вводитись в дію ексгаустер,
а в разі його зупинення - резервний ексгаустер.
Ексгаустер повинен бути зупинений не раніше ніж через 15 хв після
зупинення мастилонасоса, і тільки після зупинення ексгаустера дозволяється
розкривати вузли мастилосистеми.
3.6. Оперативні і виробничі працівники повинні мати на робочих місцях
фільтрувальні протигази, які вони мають надіти у разі потрапляння
вогнестійкого мастила на гарячі поверхні й виділення диму.
3.7. Працівники, які виконують роботу із застосуванням вогнестійкого
мастила типу «Иввиоль-3», зобов’язані суворо дотримуватись правил особистої
гігієни:
прийшовши на роботу, зняти особистий одяг і взуття й надягнути спецодяг
та взути спецвзуття (комбінезон або брюки з курткою з бавовняної тканини,
натільну білизну, шкарпетки, черевики на гумовій монолітній підошві або гумові
чоботи), а у випадку проведення робіт, під час виконання яких можливий прямий
контакт з вогнестійким мастилом, - надягнути також нарукавники, фартухи,
гумові рукавиці на основі натурального каучуку або квалітексу і взути гумові
чоботи;
харчуватись і палити - лише після ретельного миття рук теплою водою з
милом;
після закінчення зміни зняти і повісити спецодяг у шафу для робочого
спецодягу та прийняти душ. Чистий одяг зберігати в окремій шафі;
замінювати спецодяг відразу після ліквідації наслідків аварійного викидання
або витікання мастила, якщо таке трапляється;
рукавиці вимити перед їх зніманням, а підошви взуття - протерти, виходячи
з робочого місця.
Під час перерв у роботі і після їх закінчення забруднені засоби
індивідуального захисту ретельно вимити гарячою водою з милом або
тринатрійфосфатом.
У разі потрапляння вогнестійкого мастила на шкіру це місце витерти
серветкою, а потім вимити кілька разів теплою водою з милом.
3.8. Працівники, які виконують роботи із застосуванням вогнестійкого
мастила ОМТИ, повинні працювати у спецодязі (комбінезоні або брюках з
курткою з бавовняної тканини) і спецвзутті.
Під час розбирання окремих дуже забруднених мастилом вузлів потрібно
працювати у фартухах з текстовініту.
Працівники, які зачищають баки з мастилом і прибирають велику кількість
мастила, яке витекло внаслідок порушення герметичності мастилосистеми,
повинні працювати в гумових чоботях і рукавицях.
3.9. У процесі експлуатації системи регулювання турбіни, що працює на
вогнестійкому мастилі, дотримуватись таких вимог:
щодня протирати підлогу мийними розчинами з використанням волосяних
щіток на відмітці обслуговування і нульовій відмітці всередині огородження
мастилобака системи;
щотижня протирати мийним розчином поручні, штурвали засувок, а також
проміжні площадки і сходові переходи турбінного відділення;
періодично, не рідше одного разу на місяць, у приміщенні турбінного
відділення проводити контроль повітряного середовища на вміст вогнестійкого
мастила;
деталі, вузли, контрольно-вимірювальні прилади і пристрої автоматики, що
передаються для ремонтних і налагоджувальних робіт в інші цехи або для
зберігання, необхідно ретельно відмивати від вогнестійкого мастила;
ремонтувати, налагоджувати і перевіряти в лабораторії контрольно-
вимірювальних приладів прилади контролю параметрів вогнестійкого мастила
потрібно окремо від інших приладів. Ці роботи повинні виконувати спеціально
проінструктовані працівники із застосуванням окремого від спільного
інструментального господарства комплекту необхідних інструментів, який після
закінчення роботи необхідно відмити від мастила.
3.10. Відмивати деталі та інструмент від вогнестійкого мастила потрібно 5%-
ним розчином тринатрійфосфату або емульгатором ОП-7.

4.2. Вимоги безпечного обслуговування хлораторних установок
4.2.1. Робота з рідким хлором

2.1. Рідкий хлор, що надходить в залізничних цистернах, контейнерах-бочках
та балонах, повинен задовольняти вимогам Правил охорони праці при
виробництві, зберіганні, транспортуванні та застосуванні хлору, затверджених
наказом Державного комітету України з промислової безпеки, охорони праці та
гірничого нагляду від 12 березня 2010 року № 56, зареєстрованих у Міністерстві
юстиції України 01 квітня 2010 року за № 264/17559 (далі - НПАОП 0.00-1.23-
10).
2.2. Роботодавцем встановлюється контроль за порядком отримання,
зберігання, транспортування і експлуатації балонів з хлором.
2.3. Схеми приєднання балонів необхідно регулярно контролювати, щоб
запобігти потраплянню хлору у балони з аміаком для уникнення утворення
сполук хлору і аміаку, що може спричинити вибух балонів.
2.4. Усі роботи, пов’язані з приєднанням арматури і подаванням хлору,
зніманням заглушок з обладнання ємностей та трубопроводів, необхідно
виконувати із застосуванням засобів захисту органів дихання.
Працівники, які проводять зливання рідкого хлору, повинні проходити
спеціальний інструктаж та бути забезпечені фільтрувальними протигазами (на
випадок аварії), захисними герметичними окулярами, гумовими рукавицями і
прогумованими фартухами.
2.5. Для захисту органів дихання від хлору необхідно використовувати
промислові фільтрувальні протигази за умови, що концентрація пари хлору у
повітрі буде менше 0,5 % від об’єму, а у випадку більш високої або
неконтрольованої концентрації хлору - ізолювальні дихальні апарати,
саморятівники та ізолювальні костюми.
2.6. На дверях приміщень складу хлору і хлораторної установки потрібно
вивішувати застережні знаки безпеки «Обережно! Отруйні речовини» і
«Працювати з використанням засобів захисту органів дихання!».
Ці приміщення необхідно оснастити автоматичними системами виявлення
хлору відповідно до вимог НПАОП 0.00-1.23-10.
Перед тим, як працівники увійдуть у приміщення, необхідно увімкнути
вентиляцію.
2.7. У приміщенні складу хлору і хлораторної установки виконувати роботи,
не пов’язані з обслуговуванням цієї установки, а також роботи із застосуванням
відкритого вогню заборонено. У таких приміщеннях заборонено також палити,
бо під час паління зменшується чутливість до хлору та збільшується можливість
отруєння ним.
2.8. Усі робочі місця у приміщеннях складу хлору і хлораторної установки
необхідно забезпечити інструкціями з обов’язковим описом в них властивостей
хлору та способів захисту від отруєння ним, а також дій працівників під час
аварійних ситуацій.
2.9. На робочих місцях повинні бути розчини для нейтралізації хлору: 2 %-
ний розчин гіпосульфіту і 0,5 %-ний розчин питної соди.
2.10. Ремонтувати хлорні апарати під тиском газу заборонено. Якщо їх
необхідно відремонтувати, потрібно попередньо припинити подавання хлору і
видалити його залишки.
2.11. Обладнання хлораторних установок перед початком ремонту необхідно
очистити шляхом інтенсивного промивання гарячою водою і продути сухим
повітрям до повного видалення хлору.
2.12. У разі надходження балонів різних марок і різної довжини під'єднувати
їх до одного колектора заборонено.
2.13. У хлораторних установках для недопущення потрапляння води у хлор
необхідно дотримуватись таких вимог:
повітря, що надходить від компресора для перекачування хлору, повинно
бути висушене;
посудини після проведення гідравлічного випробування повинні бути
сухими;
у спрацьованих посудинах і хлоропроводах повинен зберігатись
надлишковий тиск газу.
Під час вимкнення ежекторів необхідно уникати потрапляння води в газову
лінію.
2.14. Місця витікання хлору можуть бути виявлені:
газоаналізатором;
за обмерзанням місця витікання;
за низькою температурою посудини, що визначається дотиком;
за густою білою хмарою, що утворюється у разі наближення до місця
витікання хлору вати, змоченої нашатирним спиртом (аміачною водою).
2.15. У разі виявлення витікання хлору в приміщенні потрібно вимкнути
вентиляцію.
2.16. Розшукувати місця витікання хлору і ліквідовувати їх повинні не менше
ніж два працівники. Цю роботу вони мають виконувати у протигазах (за умови
відкритих виходів з приміщень).
2.17. Усі працівники хлораторних установок зобов'язані під час чергування
мати при собі справний, відповідного розміру протигаз. Решту часу протигаз
потрібно зберігати в особистій закритій шафі.
2.18. Біля входу у приміщення складів хлору і хлораторної установки в
опечатаному заскленому ящику необхідно зберігати 2-4 резервних протигази
найбільш поширених розмірів.
2.19. Тривалість захисної дії фільтрувальних коробок протигазів
визначається за графіком, але не рідше двох разів на місяць. Результати
перевірки потрібно записувати до спеціального журналу.
2.20. Як допоміжний засіб індивідуального захисту органів дихання
працівників, якщо вони раптово потрапили в середовище з підвищеним вмістом
хлору, необхідно використовувати змочені у воді хустки або частини одягу.

4.2.2. Робота з хлорним вапном
3.1. Хлорне вапно необхідно зберігати в спеціальному складському
приміщенні під навісом.
3.2. Приміщення, в якому виготовляють вапняне молоко, повинно мати
вентиляцію, що забезпечує шестикратний обмін повітря за годину.
3.3. Хлорування необхідно проводити в окремому сухому приміщенні з
достатньою вентиляцією і освітленням.
Наявність води на підлозі приміщення не допускається.
3.4. Під час проведення робіт з хлорним вапном необхідно уникати його
розсипання і потрапляння на шкіру і одяг.
3.5. Розсипане на підлогу хлорне вапно необхідно залити розчином
гіпосульфіту із содою і змити водою в дренаж.
3.6. Працівники, які виконують роботу із застосуванням вапна, повинні
надягати протипиловий респіратор, бавовняний костюм, прогумований фартух,
захисні герметичні окуляри, гумові рукавиці і гумове взуття.
Допоміжними засобами індивідуального захисту органів дихання під час
проведення робіт із застосуванням хлорного вапна можуть бути багатошарові
марлеві пов'язки.
ВИСНОВКИ
1. В результаті проведених робіт створено масив даних, класифіковано та
проаналізовано відомості, що містяться в ремонтних матеріалах, про утворення
дефектів в елементах, вузлах і деталях парових турбін. Внаслідок цього показано,
що за матеріалами ремонтної документації парових турбін можливе обчислення
характеристик утворення дефектів та прогнозування залишкового ресурсу.
2. Застосування розробленої методики збору інформації щодо експлуатації
та ремонтів дозволило створити інформаційну модель індивідуального терміну
служби для 52 турбін, встановлених на 7 ТЕЦ і ДРЕС Сибіру та Далекого Сходу.
За допомогою інформаційної моделі ефективно визначаються ресурсні
характеристики роботи турбоагрегату, зокрема: рекомендований міжремонтний
період, середнє напрацювання на ремонт, фактичне число пусків, тривалість
виробничого циклу, характеристики віброшвидкості тощо.
3. Розроблено алгоритм розрахунку характеристик процесу утворення
дефектів у вузлах турбіни у вигляді бази зберігання, обробки та аналізу даних
про проведені ремонтні роботи парової турбіни, що дозволяє здійснити
змістовний опис процесу утворення дефектів за обстеженими турбінами. На
основі створеного алгоритму розрахунку розроблено програмний продукт для
збору, зберігання, обробки та аналізу даних про пуски та напрацювання
турбоустановки, що забезпечує отримання оперативних даних про ресурсні
характеристики. Отримано свідоцтво про державну реєстрацію програмного
продукту (Додаток 2). Отримано акт про використання результатів (Додаток 3).
4. Вперше за матеріалами ремонтної документації парових турбін, які
працюють тривалий період часу, проведено класифікацію ремонтних вузлів та
блоків парової турбіни для вибору найбільш представницьких елементів.
Розроблено методику визначення показників виробничих циклів турбіни, яка
показала, що використання цих даних для визначення індивідуального терміну
служби забезпечує проведення розрахунків показників надійності
експлуатованих турбін та прогнозування залишкового ресурсу. Відповідно,
результати розрахунку можна використовувати як прогнозування часу роботи
турбіни.
5. Розроблено методику розрахунку залишкового ресурсу парової турбіни з
використанням даних, відомості про які зосереджені в ремонтній документації:
результатів вимірювання вібрацій, напрацювання, пусків та ймовірності
безвідмовної роботи. На основі даних ремонтної документації спрогнозовано
залишковий ресурс досліджуваних парових турбін. З результатів, наведених у
таблиці 4.17, видно, що 28% досліджуваних парових турбін працює з
перевищенням індивідуального ресурсу.

Література
1. Marikkar N. Improving the efficiency of heavy-fuelled gas turbines: The
successful experience achieved at the Yugadanavi 300 MW CCGT in Sri Lanka
/ N. Marikkar, M. Vierling, M. Aboujaib, C. Verdy, M. Moliere // Proceedings of
the ASME Turbo Expo 3. – 2016.
2. Mokhtari H. The optimal design and 4E analysis of double pressure HRSG
utilizing steam injection for Damavand power plant / H. Mokhtari, H.
Ahmadisedigh, M. Ameri // Energy. 2017. – №118. – с. 399-413.
3. Bassily A.M. Modeling, numerical optimization, and irreversibility reduction of
a triple- pressure reheat combined cycle/A.M. Bassily//Energy.–2007.–№32.–
с.778–794.
4. Sharma M. Exergy analysis of the dual pressure HRSG for varying physical
parameters / M. Sharma, O. Singh // Applied Thermal Engineering. 2017. –
№114. – с. 993-1001.
5. Amini A. Thermo-economic optimization of low-grade waste heat recovery in
Yazd combined-cycle power plant (Iran) by a CO2 transcritical Rankine cycle /
A. Amini, N. Mirkhani, P. Pakjesm Pourfard, M. Ashjaee, M.A. Khodkar //
Energy.–2015. – №86. – с. 74-84.
6. Barigozzi G.Techno-economic analysis of gas turbine inlet air cooling for
combined cycle power plant for different climatic conditions / G. Barigozzi, A.
Perdichizzi, C. Gritti //Applied Thermal Engineering. –2015.–№82.–с. 57–67.
7. Vaccarelli M. Combined cycle power plants with post-combustion CO2 capture:
Energy analysis at part load conditions for different HRSG configurations / M.
Vaccarelli, M. Sammak, K. Jonshagen, R. Carapellucci, M. Genrup // Energy. –
2017. – 112. – с. 917-925.
8. Shin, J.-Y. Effects of a triple-pressure reheat HRSG design on the performance
of a combined-cycle power plant / J.-Y Shin, Y.-S. Son // Energy and the
Environment - Proceedings of the International Conference on Energy and the
Environment, 1. – 2003. – №1. – с. 551-557.
9. Rovira C. Thermoeconomic optimisation of heat recovery steam generators of
combined cycle gas turbine power plants considering off-design operation / C.
Rovira, M. Sánchez, M. Muñoz, M.D. Valdés // Energy Conversion and
Management. – 2011.– №52.– с. 1840–1849.
10. Tchanche B.F. Low-grade heat conversion into power using organic Rankine
cycles - A review of various applications / B.F. Tchanche, G. Lambrinos, A.
Frangoudakis, G. Papadakis // Renewable and Sustainable Energy Reviews.–
2011.–№15(8).– c. 3963-3979.
11. Polyzakis A.L. Optimum gas turbine cycle for combined cycle power plant / A.L.
Polyzakis, C. Koroneos, G. Xydis // Energy Conversion and Management.–
2008.–№49(4).–с.551-563.
12. Chen J. Peaking capacity enhancement of combined cycle power plants by inlet
air cooling– Analysis of the critical value of relative humidity / J. Chen, H.
Huang, W. Li, D. Sheng // Applied Thermal Engineering. – 2017. – №114. – с.
864-873.
13. Stradioto D.A. Reprint of: Performance analysis of a CCGT power plant
integrated to a LNG regasification process / D.A. Stradioto, M.F. Seelig, P.S.
Schneider // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2015. – №27. –
с. 18-22.
14. Flory A. Selection and operation of variable speed boiler feed pumps in a triple
pressure combined cycle plant / A. Flory, A. Warburton // Proceedings of the
2003 International Joint Power Generation Conference. – 2003. – с. 413-421.
15. Papadopoulos A.I. On the systematic design and selection of optimal working
fluids for Organic Rankine Cycles / A.I. Papadopoulos, M. Stijepovic, P. Linke
// Applied Thermal Engineering.– 2010.– №30(6-7).– c. 760-769.
16. Alus M. Optimization of the triple-pressure combined cycle power plant / M.
Alus, M.V. Petrovic // Thermal Science. – 2012. – vol.16. – №3. – с. 901-914.
17. Baratieri M. The use of biomass syngas in IC engines and CCGT plants: A
comparative analysis / M. Baratieri, P. Baggio, B. Bosio, M. Grigiante, G.A.
Longo // Applied Thermal Engineering. – №29(16). – с. 3309-3318.
18. Sharma M. Exergy analysis of dual pressure HRSG for different dead states and
varying steam generation states in gas/steam combined cycle power plant / M.
Sharma, O. Singh // Applied Thermal Engineering.– 2016.– №93.– с. 614–622.
19. M. Pan. Application of optimal design methodologies in retrofitting natural gas
combined cycle power plants with CO2 capture / M. Pan, F. Aziz, B. Li, S. Perry,
N. Zhang, I. Bulatov, R. Smith // Applied Energy. – 2016. – №161. – с. 695–
706.
20. Invernizzi, C. Bottoming micro-Rankine cycles for micro-gas turbines / C.
Invernizzi, P. Iora, P. Silva//Applied Thermal Engineering.–2007.–№27(1).–с.
100-110.
21. Mondol J.D. Techno-economic assessments of advanced Combined Cycle Gas
Turbine (CCGT) technology for the new electricity market in the United Arab
Emirates / J.D. Mondol, C. Carr // Sustainable Energy Technologies and
Assessments. – 2017. – 19. – с. 160-172.
22. Promes E.J.O. Thermodynamic evaluation and experimental validation of 253
MW Integrated Coal Gasification Combined Cycle power plant in Buggenum,
Netherlands / E.J.O. Promes, T. Woudstra, L. Schoenmakers, V. Oldenbroek, A.
Thallam Thattai, P.V. Aravind // Applied Energy. – №155. – с. 181–194.
23. Ganjehkaviri A. Modelling and optimization of combined cycle power plant
based on exergoeconomic and environmental analyses / A. Ganjehkaviri, M.N.
Mohd Jaafar, P. Ahmadi, H. Barzegaravval // Applied Thermal Engineering.–
2014.–№67.– с. 566–578.
24. Quoilin S. Thermo-economic optimization of waste heat recovery Organic
Rankine Cycles / S. Quoilin, S. Declaye, B.F. Tchanche, V. Lemort // Applied
Thermal Engineering.– 2011.– №31(1415).– c. 2885-2893.
25. Madhawa Hettiarachchi H.D. Optimum design criteria for an Organic Rankine
cycle using low-temperature geothermal heat sources / H.D. Madhawa
Hettiarachchi, M. Golubovic, W.M. Worek, Y. Ikegami // Energy.–2007.–
№32(9).– c. 1698-1706.
26. Ibrahim, T.K. Optimum performance improvements of the combined cycle based
on an intercooler-reheated gas turbine / T.K. Ibrahim, M.M. Rahman // Journal
of Energy Resources Technology, Transactions of the ASME.–2015.–vol.137.–
№6.
27. Fernández F.J. Thermodynamic analysis of high-temperature regenerative
organic Rankine cycles using siloxanes as working fluids / F.J. Fernández, M.M.
Prieto, I. Suárez // Energy.–2011.– №36(8).– с. 5239-5249.
28. Sánchez D. Performance analysis of a heavy duty combined cycle power plant
burning various syngas fuels / D. Sánchez, R. Chacartegui, J.M. Muñoz, A.
Muñoz, T. Sánchez // International Journal of Hydrogen Energy. – 2010. – №35
(1). – с. 337-345.
29. Chacartegui R. Alternative ORC bottoming cycles FOR combined cycle power
plants / R. Chacartegui, D. Sánchez, J.M. Muñoz, T. Sánchez // Applied Energy.
– 2009. – 86(10). – с. 21622170.
30. Chacartegui R. Alternative ORC bottoming cycles FOR combined cycle power
plants / R. Chacartegui, D. Sánchez, J.M. Muñoz, T. Sánchez // Applied Energy.
– 2009. – 86(10). – с. 21622170.
31. Ibrahim T.K. The optimum performance of the combined cycle power plant: A
comprehensive review / T.K. Ibrahim, M. Kamil, O.I. Awad, A.N. Abd Alla, R.
Mamat// Renewable and Sustainable Energy Reviews.–2017.–№79.–с. 459-474.
32. Pihl Erik E. Highly efficient electricity generation from biomass by integration
and hybridization with combined cycle gas turbine (CCGT) plants for natural
gas / E. Pihl Erik, S. Heyne, H. Thunman, F. Johnsson // Energy. – 2010. –
35(10). – с. 4042-4052.
33. Ziviani D. Advances and challenges in ORC systems modeling for low grade
thermal energy recovery / D. Ziviani, A. Beyene, M. Venturini // Applied
Energy.– 2014.– №121.– c. 79.
34. Dolotovskii I. Stabilization of gas turbine unit power / I. Dolotovskii, Larin E. //
Journal of Physics: Conference Series. – 2017. – №891 (1). – 012245.
35. Mertens N. Dynamic simulation of a triple-pressure combined-cycle plant: Hot
start-up and shutdown / N. Mertens, F. Alobaid, T. Lanz, B. Epple, H.-G. Kim //
Fuel. – 2016. – №167. – с. 135–
36. Bakhshmand S.K. Exergoeconomic analysis and optimization of a triple-
pressure combined cycle plant using evolutionary algorithm / S.K. Bakhshmand,
R.K. Saray, K. Bahlouli, H. Eftekhari, A. Ebrahimi // Energy. – 2015. – №93. –
с. 555–567.
37. Mohagheghi M. Thermodynamic optimization of design variables and heat
exchangers layout in HRSGs for CCGT, using genetic algorithm / M.
Mohagheghi, J. Shayegan // Applied Thermal Engineering.– 2009.– №29(2-3).–
с. 290-299.
38. Canepa R. Techno-economic analysis of a CO2capture plant integrated with a
commercial scale combined cycle gas turbine (CCGT) power plant / R. Canepa,
M. Wang // Applied Thermal Engineering. – 2015. – 74. – с. 10-19.
39. Sadreddini A. Exergy analysis and optimization of a CCHP system composed of
compressed air energy storage system and ORC cycle /A. Sadreddini, M. Fani,
M. Ashjari Aghdam, A. Mohammadi // Energy Conversion and Management. –
2018. – 157. – с. 111-122.
40. Carapellucci R. Studying the effects of combining internal and external heat
recovery on techno-economic performances of gas–steam power plants/R.
Carapellucci, L. Giordano//Energy Conversion and Management.–2016.–
№107.–с.34–42.
41. Godoy E. Families of optimal thermodynamic solutions for combined cycle gas
turbine (CCGT) power plants / E. Godoy, N.J. Scenna, S.J. Benz // Applied
Thermal Engineering. – 2010. – 30(6-7). – с. 569-576.
42. Choi J.H. Performance of a triple power generation cycle combining gas/steam
turbine combined cycle and solid oxide fuel cell and the influence of carbon
capture / J.H. Choi, J.H. Ahn, T.S. Kim // Applied Thermal Engineering. – 2014.
– №71. – с. 301–309.
43. Muñoz De Escalona J.M. Part-load analysis of gas turbine & ORC combined
cycles / J.M. Muñoz De Escalona, D. Sánchez, R. Chacartegui, T. Sánchez
//Applied Thermal Engineering. – 2012. – 36(1). – с. 63-72.
44. Bassily A.M. Numerical cost optimization and irreversibility analysis of the
triple-pressure reheat steam-air cooled GT commercial combined cycle power
plants / A.M. Bassily // Applied Thermal Engineering. – 2012. – №40. – с. 145–
160.
45. Kim D.K. Parametric study and performance evaluation of an organic Rankine
cycle (ORC) system using low-grade heat at temperatures below 80 °C / D.K.
Kim, J.S. Lee, J. Kim, M.S. Kim // Applied Energy.– 2017.– №189.– c. 55-65.
46. Clemente S. Bottoming organic Rankine cycle for a small scale gas turbine: A
comparison of different solutions / S. Clemente, D. Micheli, M. Reini, R. Taccani
// Applied Energy.–2013.– №106.– с. 355-364.
47. Carcasci C. Thermodynamic analysis of an organic Rankine cycle for waste heat
recovery from gas turbines / C. Carcasci, R. Ferraro, E. Miliotti // Energy.–
2014.– №65.–с. 91-100.
48. Cao Y. Comparative analysis on off-design performance of a gas turbine and
ORC combined cycle under different operation approaches / Y. Cao, Y. Dai //
Energy Conversion and Management. – №135. – с. 84-100.
49. Mohammed, M.S., Petrovic, M.V. Thermoeconomic optimization of triple
pressure heat recovery steam generator operating parameters for combined cycle
plants / M.S. Mohammed, M.V. Petrovic // Thermal Science.– 2015.– vol.9.–
№2.– с. 447-460.
50. Ravi Kumar N. Parametric analysis of triple pressure HRSG in combined cycle
power plant / N. Ravi Kumar, Sk. Jaheeruddin, K. Rama Krishna, A.V. Sita Rama
// International Energy Journal. – 2006. – vol.7. – №3. – с. 201-205.
51. Chen J. Peaking capacity enhancement of combined cycle power plants by inlet
air cooling– Analysis of the critical value of relative humidity / J. Chen, H.
Huang, W. Li, D. Sheng // Applied Thermal Engineering. – 2017. – №114. – с.
864-873.
52. Cao Y. Preliminary System Design and Off-Design Analysis for a Gas Turbine
and ORC Combined Cycle/ Y. Cao, Y. Dai // Journal of Energy Engineering.
2017. – № 143(5). – 04017040.
53. Enadi N. Thermodynamic modeling and parametric study and exergy
optimization of single, dual and triple pressure combined cycle power plants
(CCPP) / N. Enadi, K. Roshandel // 2011 IEEE 3rd International Conference on
Communication Software and Networks. –– с. 361-365.
54. Van Der Spek M. Techno-economic comparison of combined cycle gas turbines
with advanced membrane configuration and MEA solvent at part load conditions
/ M. Van Der Spek, D. Bonalumi, G. Manzolini, A. Ramirez, A.P.C. Faaij //
Energy and Fuels. – 2017.
55. Vélez F. A technical, economical and market review of organic Rankine cycles
for the conversion of low-grade heat for power generation / F. Vélez, J.J.
Segovia, M.C. Martín, F. Chejne, A. Quijano // Renewable and Sustainable
Energy Reviews.–2012.– №16(6).– c. 4175-4189.
56. Pih E. Highly efficient electricity generation from biomass by integration and
hybridization with combined cycle gas turbine (CCGT) plants for natural gas /
E. Pihl Erik, S. Heyne, H. Thunman, F. Johnsson // Energy. – 2010. – 35(10). –
с. 4042-4052.
57. Cao Y. Thermodynamic analysis and optimization of a gas turbine and cascade
CO2 combined cycle / Y. Cao, J. Ren, Y. Sang, Y. Dai // Energy Conversion and
Management. – 2017. – №144. – с. 193-204.
58. Chen J. Peaking capacity enhancement of combined cycle power plants by inlet
air cooling– Analysis of the critical value of relative humidity / J. Chen, H.
Huang, W. Li, D. Sheng // Applied Thermal Engineering. – 2017. – №114. – с.
864-873.
59. Kang S.H. Design and experimental study of ORC (organic Rankine cycle) and
radial turbine using R245fa working fluid/S.H. Kang//Energy.–2012.– №41
(1).– c.514-524.
60. Carcasci C. Effect of a real steam turbine on thermoeconomic analysis of
combined cycle power plants / C. Carcasci, L. Cosi, R. Ferraro, B. Pacifici //
Energy. – 2017. – №138. – с. 32-47.
61. Adams T. Off-design point modelling of a 420 MW CCGT power plant
integrated with an amine-based post-combustion CO2capture and compression
process / T. Adams, N. Mac Dowell // Applied Energy. – 2016. – №178. – с. 681-
702.
62. Письменный Е.Н. Теплообмен и аэродинамическое сопротивление
малорядных пучков плоско-овальных труб с неполным оребрением / Е.Н.
Письменный, А.М. Терех // Промышленная теплотехника. – 2010. – № 5.
63. Письменный Е.Н. Новые эффективные развитые поверхности теплообмена
для решения задач энерго- и ресурсосбережения / Е.Н. Письменный //
Промышленная теплотехника.–2007. – № 5.
64. Письменный Е.Н. Теплообмен и аэродинамика пакетов поперечно-
оребренных труб / Е.Н. Письменный //Альтерпрес. – 2004. – с. 244.

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets