/
Автор: Степеньков Ю.А.
Теги: электротехника энергетика гидромеханика электростанции гидротехника гидроэнергетика энергетическое оборудование
Год: 1985
Текст
/.'/.v. ) к> А. СТЕПВНЬКОВ
УСТРОЙСТВО !
И РЕМОНТ I
ОБОРУДОВАНИЯ /
Машинных цехов /
гидроэлектростанции
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение ............................................................. 3
Глава первая. Общие вопросы организации производства электроэнергии и ре-
монта энергетических установок.....................................6
§ 1. Энергосистемы, энергоуправления и электростанции.............б
§ 2. Организация ремонтного обслуживания ГЭС.....................10
Глава вторая. Сведения из гидромеханики. Понятия о ГЭС и гидротурбинах 12
§ 3. Понятие об энергии водотока. Напор, расход и мощность водотока.
Использование воды. Гидроузлы и гидроэнергетические установки.....12
§ 4. Гидравлические, гидроаккумулирующие и приливные электростан-
ции, их технические схемы и оборудование..........................15
§ 5. Водяные колеса, гидротурбины и принципы работы в них воды. Ка-
витация . . . .-........................'.........................20
§ б. Основные параметры и характеристики ГЭС и гидротурбин. Марки-
ровка гидротурбин.................................................24
Глава третья. Устройство и работа гидротурбин, их вспомогательного обору-
дования и гидрогенераторов....................................... 30
§ 7. Общие сведения о вертикальных гидроагрегатах с поворотно-лопаст-
ными гидротурбинами. Гидротурбина ПЛ 2О/811а-В-1ООО...............30
§ 8. Спиральная камера, фундаментальные части, отсасывающая труба,
статор, камера рабочего колеса и шахта гидротурбины...............37
§ 9. Направляющий аппарат........................................40
§ 10. Рабочее колесо поворотно-лопастной гидротурбины.............47
§ 11. Вал гидротурбины и штанги-вала..............................54
§ 12. Крышка турбины..............................................56
§ 13. Направляющий подшипник и уплотнение вала гидротурбины.......57
§ 14. Маслоприемник...............................................60
§ 15. Некоторые разновидности конструкций осевых турбин и компоно-
вок их гидроагрегата. Диагональные гидротурбины...................62
§ 16. Общие сведения о радиально-осевой гидротурбине.............65
§ 17. Рабочее колесо радиально-осевой гидротурбины...............71
§ 18. Вал радиально-осевой гидротурбины и направляющий подшипник ... 72
§ 19. Общие сведения о ковшовой гидротурбине......................74
§ 20. Конструкция ковшовой гидротурбины..........................77
§ 21. Конструкция механической части гидрогенераторов............79
§ 22. Подпятник гидроагрегата....................................84
§ 23. Принцип регулирования гидротурбин..........................86
§ 24. Схема прямого регулирования................................87
§25 .Схема непрямого регулирования...............................89
§ 26. Схема непрямого регулирования с одним усилением и обратной
связью 91
§ 27. Статическая характеристика регулирования....................91
§ 28. Системы регулирования с двумя и более усилениями. Двойное регу-
лирование с управлением двумя регулирующими органами. Регуляторы
гидротурбин и связь с валом агрегата..............................93
§ 29. Маслонапорные установки.....................................95
§ 30. Вспомогательное оборудование. . . ..........................100
Глава четвертая. Общие вопросы ремонта эиергооборудования и такелаж-
ные работы на ГЭС..............................................102
§ 31. Ремонтные циклы, виды ремонта энергооборудования и нормативы
ППР...............................................................102
§ 32. Организация рабочего места слесаря при ремонте оборудования .... 105
§ 33. Понятие о технологическом процессе ремонта. Правила разборки и
сборки, испытаний и приемки оборудования при ремонте..............106
§ 34. Подъемно-транспортные и такелажное оборудование и приспособле-
ния 109
§ 35. Такелажные работы...........................................112
Глава пятая. Ремонт гидротурбин, их вспомогательного оборудования и меха-
нической части гидрогенераторов...................................113
§ 36. Полная разборка гидроагрегатов при ремонте..................113
§ 37. Ремонт рабочих колес.......................................118
§ 38. Ремонт камеры рабочего колеса...............................122
§ 39- Замена рабочего колеса......................................124
§ 40. Ремонт валов гидротурбин....................................129
§ 41- Ремонт направляющих лопаток и их подшипников................135
§ 42. Ремонт верхнего и нижнего колеса направляющего аппарата.....146
§ 43. Ремонт регулирующего кольца направляющего аппарата..........147
§ 44. Ремонт сервомоторов направляющего аппарата..................148
§ 45. Ремонт направляющего подшипника гидротурбины и его ванны .... 148
§ 46- Ремонт и модернизация сальникового уплотнения вала гидротурбины
у подшипников с водяной смазкой...................................153
§ 47. Ремонт регуляторов частоты вращения и маслонапорных установок. . 157
§ 48. Ремонт механической части генератора........................158
§ 49. Ремонт вспомогательного оборудования........................159
§ 50. Сборка гидроагрегата........................................160
Глава шестая. Центровка гидроагрегатов................................162
§ 51. Центровка вертикальных гидроагрегатов.......................162
§ 52. Центровка методом поворота ротора гидроагрегата на 360°.....164
198
§ 53. Центровка ротора гидроагрегата по струнам...................173
§ 54. Центровка ротора гидроагрегата микрометрическим уровнем завода
’’Геологоразведка”................................................181
§ 55. Центровка горизонтальных гидроагрегатов.....................185
Глава седьмая. Безопасность труда, промышленная санитария и противопожар-
ные мероприятия...................................................189
§ 56. Общие положения по безопасности труда при ремонтных работах на
ГЭС...............................................................189
§ 57. Допуск к ремонтным работам и оборудование рабочего места....191
§ 58. Промышленная санитария и гигиена труда......................193
§ 59. Противопожарные мероприятия................................194
Рекомендуемая литература..............................................196
с w
Ю.А. СТЕПЕНЬКОВ
УСТРОЙСТВО
И РЕМОНТ
ОБОРУДОВАНИЯ
машинных цехов
гидроэлектростанции
ИЗДАНИЕ ЧЕТВЕРТОЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Одобрено Ученым советом
Государственного комитета СССР
по профтехобразованию
в качестве учебника
для профессионального обучения
рабочих на производстве
МОСКВА
„ВЫСШАЯ ШКОЛА- 1985
ББК. 31.57
С79
УДК 621.311.21
Рецензент - инж. ВЛ. Негода (Центральное конструкторское бюро
Союзэнергоремонта)
Степеньков Ю.А.
С79 Устройство и ремонт оборудования машинных цехов гидро-
электростанций: Учеб, для подготовки рабочих на пр-ве. — 4-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Высш, шк., 1985. — 199 с., ил. — (Профтех-
образование) .
35 к.
В книге даны основы гидромеханики. Приведены сведения об устройстве
и ремонте гидротурбин, вспомогательного оборудования и механической части
гидрогенераторов, рассмотрены подготовка и организация их ремонта, а также
оборудование ремонтных площадок и рабочих мест.
В четвертом издании описаны современные гидротурбины и новые прин-
ципы организации их ремонта.
С 2305010000- 290 27 g5
052 (01) - 85
ББК 31.57
6П2.3
© Издательство ’’Высшая школа”, 1976
© Издательство ’’Высшая школа”, 1985, с изменениями
ВВЕДЕНИЕ
В Советском Союзе непрерывно идет развитие промышленности,
транспорта, сельского и коммунального хозяйства: вводятся в строй
новые и расширяются действующие предприятия, заводы, фабрики, уве-
личивается сеть железных и автомобильных дорог, растут площади посев-
ных и обрабатываемых земель, строятся животноводческие и птицевод-
ческие комплексы, вырастают города и поселки, возводятся новые жилые
дома, школы, детские учреждения, больницы, магазины, Дома культуры
и др.
Деятельность промышленности, транспорта, объектов сельского и ком-
мунального хозяйства, как и жизнь населения, невозможны без энергети-
ческого обеспечения и в первую очередь электрической и тепловой энергии.
Без надежного энергетического обеспечения невозможны намеченный
партией курс на интенсификацию общественного производства, широкая
автоматизация и механизация трудоемких процессов, ликвидация тяжелых
ручных операций и др.
Развитие и интенсификация народного хозяйства, ввод в действие
новых объектов, улучшение технической вооруженности предприятий и
быта населения требуют опережающего роста производства электроэнер-
гии, наличия свободных электрических мощностей, готовых в каждый
момент времени обеспечить растущее энергопотребление.
Электрическая (и частично тепловая) энергия вырабатывается на
тепловых, атомных, гидравлических и других электростанциях. Для обеспе-
чения рЪста потребления электроэнергии в СССР непрерывно вводятся
в строй новые и расширяются действующие электростанции.
В настоящее время наиболее высокими темпами идет строительство
тепловых электростанций (ТЭС), так как сроки их строительства короче
сроков строительства других типов электростанций. На ТЭС сосредоточено
около 70% всей установленной в СССР электрической мощности и выра-
батывается примерно 80% годового производства электроэнергии.
Увеличивается строительство атомных электростанций (АЭС) и уско-
ряются сроки их сооружения, однако электроэнергия, вырабатываемая
АЭС, еще сравнительно дорога. Развитие техники, увеличение мощностей
АЭС и устанавливаемых на них агрегатов способствуют удешевлению сто-
имости выработки ими электроэнергии. В будущем АЭС составят основу
электроэнергетической промышленности. Сейчас на АЭС размещено около
5% всей установленной в СССР мощности.
Гидравлические электростанции (ГЭС) — мощный и надежный источ-
ник дешевой электроэнергии. В Советском Союзе на ГЭС установлено
около 1/5 всей электрической мощности и вырабатывается примерно
13% годового производства электроэнергии. В некоторых странах (Норве-
гии, Швейцарии) ГЭС составляют основу электроэнергетической промыш-
ленности и вырабатывают ежегодно от 70 до 909?. электроэнергии.
Советский Союз занимает первое место в мире по наличию гидро-
энергетических ресурсов,освоение которых ведется постоянно.
3
К построенным 10—20 лет назад таким крупный ГЭС, как Воткинс-
кая, Волжские, Братская, Красноярская, добавились Усть-Илимская, Саяно-
Шушенская (6400 млн. кВт) и др. В различных районах страны введены
в действие и строятся новые мощные ГЭС - Токтогульская, Чарвакская,
Чиркейская, Нижне-Камская, Чебоксарская, Зейская и др. Наряду с исполь-
зованием крупных рек продолжается освоение рек небольшой мощности,
также служащих источниками дешевой электроэнергии.
Потребление электроэнергии изменяется как в течение суток, так и в
течение года. В течение суток различают максимумы или пики потребления
(нагрузки), приходящиеся на вечерние и утренние часы и минимум или
провал потребления (нагрузки), приходящийся на ночное время. В течение
года максимальное потребление электроэнергии приходится на осенне-
зимний период и минимальное — на летний.
Процесс производства электроэнегрии непрерывен, ее нужно выраба-
тывать постоянно в таком количестве, которое потребляется в данное вре-
мя. Это значит, что вечером и утром при максимуме нагрузки агрегаты
электростанций должны работать на полную мощность, а ночью нужно их
разгружать или часть из них полностью останавливать. Точно так же в осен-
не-зимний период должно работать максимальное количество агрегатов
электростанций, а летом их значительная часть может быть остановлена.
Современные энергетические блоки тепловых электростанций, единич-
ная мощность которых составляет 160, 200, 250, 300, 500, 800 и даже
1200 МВт, плохо приспособлены к изменению нагрузки и при снижении
ее ниже номинальной работают неэкономично. При частых пусках и оста-
новах энергоблочное оборудование интенсивно изнашивается, каждый
пуск занимает много времени (значительно более 1 ч) и непроизводительно
расходует большое количество топлива.
Энергоблоки и агрегаты атомных электростанций приспособлены
работать в неизменном, так называемом базисном режиме и их практиче-
ски не используют для компенсации изменений потребления.
Гидроагрегаты ГЭС приспособлены к быстрому пуску, включению
в сеть, набору нагрузки до максимумам также быстрому снятию нагрузки
и останову. Время пуска и включения в сеть гидроагрегата любой мощности
составляет от 5 до 50 с, а максимальное время от начала пуска до набора
полной мощности — не более 120 с. Гидроэлектростанции наиболее приспо-
соблены к регулированию обеспечения электроэнергией потребителей и их
роль при тенденции роста суточных пиков максимальной нагрузки постоян-
но возрастает.
Однако имеющихся мощностей ГЭС в крупных энергосистемах оказа-
лось недостаточно для регулирования суточных колебаний потребления,
что вызвало необходимость строительства гидроаккумулирующих электро-
станций (ГАЭС). В провалы потребления ГАЭС используют электроэнер-
гию базисных электростанций и накачивают воду в напорный бассейн, а
во время пикового потребления используют накопленную воду и отдают
выработанную ею электроэнергию в сеть.
Электроэнергия на ГЭС вырабатывается гидроагрегатами, каждый из
которых состоит из соединенных между собой гидротурбины и гидрогене-
4
ратора. На гидроаккумулирующих электростанциях гидроагрегаты имеют
некоторые особенности конструкции.
С развитием техники и гидроэнергетики совершенствуются и усложня-
ются конструкции гидроагрегатов и возрастает их единичная мощ-
ность. Например, мощность гидроагрегата Волжских ГЭС составляет
115000 кВт, Братской ГЭС — 225 000 кВт, Красноярской ГЭС — 500 000кВт,
а мощность гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС — 640 000 кВт. Одновре-
менно совершенствуются, усложняются и становятся надежней гидроагре-
гаты средней и малой мощностей.
Строительство новых ГЭС увеличивает парк гидротурбин, находящихся
в эксплуатации.
Ремонтный персонал должен: ликвидировать повреждения и послед-
ствия износа гидротурбин и гидроагрегатов; поддерживать и восстанавли-
вать их работоспособность; удлинять период работы оборудования между
ремонтами; выполнять ремонты хорошего качества и уменьшать их про-
должительность, трудоемкость и стоимость; восстанавливать нормативные
показатели экономичности и надежности работы энергооборудования.
Выполнение этих задач требует от слесарей по ремонту оборудования
машинных цехов ГЭС знания оборудования, методов его ремонта, доста-
точной широты общего технического кругозора и высокой производствен-
ной культуры.
Глава первая
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И РЕМОНТА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
Основные организационные и технические требования к эксплуатации
и ремонту электрических станций и энергетического оборудования, выпол-
нение которых обеспечивает надежную, экономичную и слаженную работу
энергетических систем, изложены в ’’Правилах технической эксплуатации
электрических станций и сетей” (ПТЭ).
Требования к проектированию, строительству, монтажу, устройству,
эксплуатации и ремонту энергетических установок более подробно регла-
ментируются специальными директивными документами, правилами,
инструкциями, циркулярами и приказами.
Рассмотрим организацию производства и распределения электроэнер-
гии, эксплуатации и ремонта энергооборудования, а также управления
этими процессами в соответствии с ПТЭ и другими документами.
§ 1. Энергосистемы, энергоуправления и электростанции
Электрические станции, электрические и тепловые сети, связанные
между собой общностью режима в непрерывном процессе производства,
преобразования и распределения электроэнергии и теплоты и расположен-
ные в одном географическом районе, образуют энергетическую систему
(энергосистему). Кроме электростанций, предприятий электрических и
тепловых сетей в состав энергосистемы могут входить районные котельные,
центральные лаборатории, проектно-конструкторские бюро, энергосбыт,
наладочные и другие организации и предприятия, а также ремонтные пред-
приятия или мастерские энергосистемы.
Административно-хозяйственное и техническое руководство энергосис-
темой осуществляется районными энергетическими управлениями (РЭУ),
производственно-энергетическими объединениями (ПЭО) или главными
производственными управлениями энергетики и электрификации.
Организационная структура энергоуправления, состав производствен-
ных служб и отделов, их функции и взаимоотношения устанавливаются
в соответствии с типовыми организационными структурами и утверждают-
ся вышестоящей организацией. Как правило, в энергоуправление помимо
функциональных отделов (производственно-технического, планового, бух-
галтерии, кадров и т.д.) могут входить производственные службы: цент-
ральная диспетчерская, тепловых измерений и автоматики, химическая,
гидротехническая, изоляции и защиты от перенапряжений, релейной
защиты, электроавтоматики, каналов телемеханики и связи, эксплуатации
и ремонта энергооборудования, топливно-транспортная и др.
Несколько энергосистем, связанных между собой линиями электропе-
редачи и общим режимом работы, составляют объединенную энергосистему
и имеют общее объединенное диспетчерское управление (ОДУ).
6
Объединенные энергосистемы, соединенные межсистемными связями
(линиями электропередачи), составляют единую энергосистему СССР и
управляются Центральным диспетчерским управлением (ЦДУ ЕЭС СССР).
Электростанции. Все электростанции являются промышленными пред-
приятиями: ТЭС вырабатывают электрическую и тепловую энергию^ ГЭС —
только электроэнергию. Работники электростанций обслуживают непрерыв-
но действующее оборудование и организуют его своевременный ремонт.
Основными задачами работников электростанций, энергоуправлений,
а также ремонтных предприятий, обслуживающих энергетические объекты,
являются:
обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей, надежной
работы оборудования, исправного состояния зданий, сооружений и ком-
муникаций;
поддержание нормального качества отпускаемой энергии — постоян-
ных частоты и напряжения электрического тока, температуры и давления
теплоносителей при выработке теплоты;
выполнение диспетчерских графиков электрических и тепловых нагру-
зок, передачи и распределения энергии потребителям;
обеспечение максимальной экономичности работы и эффективности
производства, рационального расходования топлива и гидроресурсов;
защита окружающей среды и людей от вредного влияния производства.
Решение указанных задач должно основываться на обеспечении опере-
жающего развития энергетики для удовлетворения потребностей народного
хозяйства и быта населения, повышении производительности труда, сниже-
нии себестоимости производства, повышении готовности оборудования к
работе, внедрении и освоении новой техники и научной организации произ-
водства и труда, повышении квалификации персонала, распространении
передового опыта, развитии рационализации и изобретательства, органи-
зации социалистического соревнования.
Организационные структуры электростанций, состав, функции и взаи-
моотношения их цехов-, отделов и других подразделений устанавливаются
в соответствии с типовыми положениями и структурами и утверждаются
в установленном порядке. На каждой электростанции здания, сооружения,
коммуникации и установленное оборудование распределяют между цеха-
ми, отделами, лабораториями, другими подразделениями, а в самих под-
разделениях — между мастерами, рабочими и др.
По организационной структуре управление ГЭС осуществляет дирек-
тор, который распоряжается всеми средствами и имуществом ГЭС, руко-
водит работой коллектива, обеспечивает выполнение государственного
плана и сохранность социалистической собственности, отвечает за соблю-
дение финансовой, производственной, трудовой, технической и договор-
ной дисциплин.
На крупных ГЭС у директора есть первый заместитель — главный
инженер, который руководит производственными цехами и отвечает за
производство. Структура управления крупной ГЭС приведена на рис. 1.
В ведении гидротехнического цеха находятся плотина,
дамбы, деривация, водосбросные и водозаборные сооружения, фильтры,
ливнестоки, производственные здания, дороги и акватории ГЭС.
7
Рис. 1. Структура управления крупной ГЭС
В ведении машинного (турбинного) цеха находятся
гидротурбины с вспомогательными устройствами и гидромеханической
автоматикой, механическая часть генераторов, механическое оборудова-
ние гидротехнических сооружений, краны и подъемные механизмы, меха-
ническая мастерская, компрессорная, газогенераторная, пожарный, техни-
ческий и питьевой водопроводы, воздухопровод и канализационные устрой-
ства.
В ведении электрического цеха находятся генераторы,
трансформаторы и все электрическое оборудование и аппаратура электро-
станции с электроизмерительными приборами, релейной защитой, электри-
ческой автоматикой и телемеханикой, электротехническая лаборатория,
электроремонтная и трансформаторная мастерские, масляное хозяйство
и электросвязь.
В зависимости от мощности и технологических особенностей некото-
рые ГЭС имеют только два цеха — гидротехнический и электротурбинный
(электромашинный), объединяющий турбинный и электрический цехи.
Гидростанции малой и средней мощности иногда имеют бесцеховую струк-
туру.
Несколько ГЭС малой мощности, расположенных на небольшом рассто-
янии друг от друга на разных реках или на одной реке и связанных линией
электропередачи, для сокращения управленческого аппарата могут быть
объединены в одну производственную единицу (каскад) с общей дирек-
цией для всех станций. При объединении ГЭС цехи могут быть общими
либо раздельными для всех станций каскада.
Начальнику турбинного цеха ГЭС подчинены мастера, которым, в свою
очередь, подчинен эксплуатационный и ремонтный рабочий персонал. На
некоторых электростанциях у начальника цеха мотут быть заместители.
Дежурный оперативный персонал (см. рис. 1) административно подчинен
начальнику злектроцеха, а оперативно — начальнику смены.
Согласно правилам, гидроагрегаты должны быть полностью автомати-
зированы, а устройства автоматического управления, контроля и защиты —
постоянно включены в работу. При этом функции персонала ГЭС сво-
дятся к наблюдению за работой оборудования, ликвидации неисправностей,
осмотрам и ремонтам.
Работа с персоналом. Каждый работник энергетического предприятия
должен ясно представлять особенности производства, его значение для
народного хозяйства и населения страны, укреплять и строго соблюдать
государственную, трудовую и технологическую дисциплину, выполнять
правила технической эксплуатации, техники безопасности и внутреннего
распорядка, инструкции и приказы, циркуляры и др.
Лица, принимаемые на работу для обслуживания, наладки, испытания
и ремонта энергооборудования, должны проходить предварительный меди-
цинский осмотр, а при работе — осмотры в установленные сроки-
Вновь принятый производственный персонал — рабочие и инженерно-
технические работники (ИТР) — допускается к самостоятельной работе
после проверки знаний в объеме, обязательном для данной должности и
в сроки, установленные руководством предприятия.
Для всего эксплуатационного и ремонтного персонала установлены
9
обязательные формы производственного обучения и повышения квалифи-
кации: курсовое обучение; техническая и экономическая учеба; индивиду-
альное обучение для вновь принятых лиц; инструктажи — вводные, первич-
ные и периодические; противоаварийные и противопожарные тренировки.
Периодическая проверка знаний ремонтного персонала, ИТР и рабочих
электростанций и ремонтных предприятий проводится один раз в два года
по ’’Правилам технической эксплуатации электростанций и сетей” (ПТЭ),
производственным и должностным инструкциям и ежегодно по ’Правилам
техники безопасности” (ПТБ).
Работники, обслуживающие и ремонтирующие оборудование, здания и
сооружения, несут персональную ответственность за каждое нарушение
правил, происшедшее по их вине. В зависимости от степени и характера
нарушений их подвергают взысканиям в административном или судебном
порядке.
Работники, допустившие нарушения ПТЭ, ПТБ и производственных
инструкций, проходят внеочередную проверку знаний. При получении
неудовлетворительной оценки при очередной проверке знаний работник
в течение месяца проходит повторную проверку. При повторной неудов-
летворительной оценке с работником расторгается трудовой договор
вследствие недостаточной квалификации.
Каждому работнику, прошедшему проверку, знаний, выдают удосто-
верение, в которое в дальнейшем заносят результаты очередных и внеоче-
редных проверок знаний.
Для подготовки персонала на энергетических предприятиях организу-
ют технический кабинет, кабинет по технике безопасности и техническую
библиотеку.
Правила внутреннего распорядка на ГЭС. Персонал ГЭС, а также все
лица, находящиеся на ее территории, обязаны подчиняться действующим
правилам внутреннего распорядка, которые регламентируют организацию
труда персонала и правила поведения на ГЭС. Правила внутреннего распо-
рядка включают: начало и окончание рабочего дня персонала при одно-
сменной работе, время и порядок смены дежурного персонала, время обе-
денного перерыва каждого цеха и его продолжительность, нахождение на
различных территориях ГЭС и посещение тех или иных помещений, офор-
мление на работу, организацию пропускного режима и ответственность за
его нарушения, ответственность за нарушения ПТБ и противопожарных
мероприятий.
Нарушители правил внутреннего распорядка привлекаются к админи-
стративной ответственности, а в случае злостного и неоднократного нару-
шения могут быть отстранены от работы и уволены. Персонал постоянных
участков и выездных бригад ремонтного предприятия, находящийся
на ГЭС, подчиняется правилам внутреннего распорядка, а также согла-
сованным с ними правилам своего предприятия.
§2 . Организация ремонтного обслуживания ГЭС
Процесс производства электроэнергии на электростанциях непреры-
вен, поэтому принята система планово-предупредительного ремонта (ППР)
и технического обслуживания, которая позволяет своевременно в плано-
10
BOM порядке выводить оборудование в ремонт и устранять обнаруженные
дефекты, не доводя его до вынужденного останова из-за аварий.
Ремонт оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций ГЭС произ-
водят хозяйственным и подрядным методами.
Хозяйственным, или методом ремонта эксплуатирующей организацией,
называется такой метод, при котором ремонт выполняет персонал произ-
водственных цехов самой ГЭС; при больших объемах работ иногда органи-
зуют цехи централизованного ремонта.
Подрядным называется метод, когда по договору ремонт выполняет
персонал, не состоящий в штате электростанции: персонал ремонтных
предприятий энергосистемы; персонал специализированных ремонтных
предприятий и заводов централизованного объединения и подчинения;
персонал монтажных организаций. Сложные ремонтные работы выполня-
ют, как правило, специализированные ремонтные предприятия централь-
ного подчинения, в некоторых случаях привлекают заводы-изготовители
оборудования.
На время ремонта ремонтные предприятия направляют на электро-
станцию выездные бригады или при круглогодичной загрузке персонала
организуют на электростанции свои постоянные участки.
Качество работы ГЭС характеризуется технико-экономическими пока-
зателями, в число которых входят: количество выработанной и отпущенной
электроэнергии; коэффициенты готовности агрегатов к работе и их техни-
ческого использования; удельный расход воды на отпущенную электро-
энергию и коэффициент использования водотока; удельная численность
промышленно-производственного эксплуатационного и ремонтного персо-
нала с учетом привлеченного ремонтного персонала подрядных организа-
ций; себестоимость отпущенной электроэнергии; удельная стоимость
ремонтного обслуживания. На некоторые из перечисленных показателей
влияет продолжительность и качество ремонта энергооборудования.
Количество отпущенной электроэнергии зависит от технического
состояния оборудования и продолжительности работы гидроагрегатов.
Чем надежнее оборудование и меньше оно находится в ремонте, тем про-
должительнее его работа и больше выработка электроэнергии.
Коэффициент готовности агрегатов к работе представляет собой отно-
шение времени фактической работы и нахождения в резерве агрегатов
к календарному времени эа вычетом плановой продолжительности ремонта
в этот же период. При увеличении продолжительности ремонта сверх плана
коэффициент готовности уменьшается.
Коэффициент технического использования агрегатов за какой-то пери-
од времени — это отношение времени фактической работы и нахождения в
резерве к календарному времени этого периода. Чем больше время нахож-
дения агрегатов в ремонте, тем меньше их коэффициент технического ис-
пользования.
Удельная численность ремонтного персонала считается по среднегодово-
му количеству ремонтников, выполнявших ремонт в течение года, отне-
сенному к установленной мощности агрегатов электростанции.
В себестоимости отпущенной электроэнергии заложены все затраты
на ремонт. Чем они выше, тем дороже каждый киловатт-час. Удельная
11
стоимость ремонтного обслуживания определяется затратами, отнесенными
к установленной мощности гидроагрегатов.
Контрольные вопросы. 1. Кому подчиняется ГЭС? 2. Какова организационная
структура ГЭС? 3. Каковы основные задачи работников ГЭС? 4. Какое оборудование
закреплено за гидротехническим, турбинным (машинным) и электрическим цехами
ГЭС? 5. Кто ремонтирует оборудование ГЭС? 6. Как организуется работа с персона-
лом электростанций н ремонтных предприятий? 7. Каковы правила внутреннего рас-
порядка на ГЭС?
Глава вторая
СВЕДЕНИЯ ИЗ ГИДРОМЕХАНИКИ. ПОНЯТИЯ О ГЭС И ГИДРОТУРБИНАХ
§3 . Понятие об энергии водотока. Напор, расход и
мощность водотока. Использование воды. Гидроузлы
и гидроэнергетические установки
Выпавшая на землю в виде осадков, образовавшаяся при таянии сне-
гов, ледников, и родниковая вода стекает с высоких поверхностей земли
на более низкие, образуя ручьи и реки. В зависимости от уклона местности
реки текут спокойно (равнинные
реки — Дон, Волга, Ока) или
стремительным потоком (горные
реки - Терек, Кура, Нарын, Вахш).
Вода, протекающая от истока к
Рис. 2. Схема подсчета напора на участке
реки
устью реки, располагает энергией,
которая в естественных условиях
создает скорость движения потока
и преодолевает трение о ложе
реки. Энергию рек называют водной
энергией, а сумму ее по всей длине
реки — гидроэнергетическими ре-
сурсами реки.
Водная энергия на каком-либо участке реки (рис. 2) зависит от высоты
падения воды на этом участке и ее количества, протекающего через попереч-
ное сечение участка в единицу времени: чем круче уклон, тем больше вы-
сота падения на одинаковой длине L участка. Высота падения воды на участ-
ке реки называется напором водного потока Но и выражается метрами-
водяного столба (м вод. ст.), а количество воды, протекающей через
поперечное сечение реки в единицу времени, — расходом и выражается
кубическими метрами в секунду (м3/с).
По известному напору и расходу воды на участке реки подсчитыва-
ют мощность водотока Np, которую получают при использовании энергии
12
реки на этом участке:
я? = QHoy, (1)
где у - плотность воды, принимаемая за 1000 кг/м3.
Мощность водотока выражается в ваттах (Вт), киловаттах (кВт),
мегаваттах (МВт).
Преобразуя выражение (1), получим
Np—QHoy = 9,81 QH0 кВт.
Таким образом, чем больше расход и напор воды, тем большую мощ-
ность можно получить на участке реки.
Каждая река характеризуется расходом воды через поперечное сечение
(створ), зависящим от приточности, природных условий и времени года.
Чтобы заставить реку отдавать энергию с наибольшей пользой, необходимо
напор ее некоторого участка сконцентрировать в одном створе. Концен-
трация напора осуществляется строительством гидротехнических сооруже-
ний - гидроузлов, которые одновременно (в большинстве типов соору-
жений) создают водохранилище, допускающее временное изменение (уве-
личение или уменьшение) расхода воды через гидроузел, в том числе для
предотвращения наводнений в пойме реки ниже гидроузла.
Расход воды в народном хозяйстве постоянно возрастает. Вода приме-
няется как носитель энергии, для водоснабжения промышленности, комму-
нально-бытовых нужд, орошения и обводнения засушливых земель, а также
для создания и улучшения водно-транспортных путей. Возведение гидро-
узлов в зависимости от величины и географического положения рек позво-
ляет осуществить комплексное использование воды и гидроэнергетических
ресурсов реки для всех целей или их части. Например, возведение гидроуз-
ла на Днепре при строительстве Днепрогэс им. В.И. Ленина позволило
улучшить судоходство, затопив пороги на реке, а строительство гидроуз-
лов в Средней Азии и на Кавказе обеспечило орошение засушливых земель
и позволило одновременно производить электроэнергию. Возведение
гидроузла в г. Дубне на Волге позволило пустить воду в судоходный канал
им. Москвы, улучшить московское водоснабжение и одновременно исполь-
зовать часть воды для энергетических целей на Иваньковской ГЭС.
Таким образом, при комплексном использовании в состав гидро-
узла могут входить гидроэнергетическая установка, судоходный шлюз,
водоприемники для водоснабжения, орошения и судоходах каналов,
сооружения для пропуска рыбы и т.д.
Часть водной поверхности (акватории) перед гидроузлом, имеющая
более высокую отметку уровня воды, называется верхним бьефом (ВБ),
а водная поверхность за гидроузлом, имеющая более низкую отметку
уровня, — нижним бьефом (НБ). Высота водяного столба между уровня-
ми (отметками) верхнего и нижнего бьефов составляет напор гидроузла.
Входящая в состав гидроузла гидроэнергетическая установка, на кото-
рой энергия движущейся под действием сконцентрированного напора воды
преобразуется в электрическую энергию, называется гидроэлектрической
станцией (ГЭС).
13
Бывают другие типы гидроэнергетических установок: гидроаккумули-
рующая электростанция (ГАЭС), которая перекачивает воду с низких
отметок на высокие и накапливает ее, а затем использует накопленную
воду для выработки электроэнергии, и насосные станции, предназначенные
для перекачки воды из нижнего бьефа в верхний для водоснабжения и дру-
гих целей.
Для увеличения мощности ГЭС выгоднее иметь возможно более высо-
кий напор. Достигается это сооружением высокой плотины или другими
способами. Но строительство высокой плотины на пологом русле реки
приводит к расширению зоны затопления и дополнительному ущербу
(затопляются большие площади полезной и плодородной земли). В резуль-
тате этого необходимо переносить из зоны затопления населенные пункты,
вырубать лес, сооружать защитные дамбы вокруг городов и др. Дополни-
тельные затраты на увеличение зоны затопления могут не окупиться от
увеличения мощности ГЭС, поэтому при ее проектировании выбирают
такой напор, при котором наиболее экономично решаются все вопросы.
Количество протекающей в реке воды, ее расход в единицу времени
изменяется как в течение года, так и в течение ряда лет. Расход воды в
реке зависит от многих причин: особенностей местности (горы или рав-
нина, лес или степь), где протекает река; направления течения (с юга
на север, с севера на юг или в другом направлении); источника питания
реки (ледник, подпочвенные воды или озеро); количества выпадающих
в бассейне реки осадков и др. Однако в течение года особенно четко вы-
деляются два периода колебания расхода воды в реке: паводок, когда
расход увеличивается из-за таяния снегов или увеличения осадков, и ме-
жень, когда расход уменьшается из-за недостатка воды до минимальной
величины.
Проектируя ГЭС, оценивают, какой расход воды следует принять для
определения ее установленной мощности (суммарной мощности гидро-
агрегатов). Если принять паводковый расход воды, то при его окончании
часть машин будет стоять из-за необеспеченности водой; если принять
меженный расход, то во время паводка значительная часть воды будет
сбрасываться впустую через водосливную плотину и терять энергию реки.
Обычно принимают такую установленную мощность, при которой наибо-
лее полно используется энергия воды с учетом аккумулирующей способ-
ности водохранилища. Существует мнение, что устанавливать мощность
ГЭС следует по максимальному расходу воды, так как стоимость ’’лиш-
них” гидроагрегатов быстро окупается дополнительной выработкой элект-
роэнергии в паводок, а после его прохождения появляется значительный
резерв агрегатов для маневрирования мощностью и проведения ремонтов
без ущерба для выработки электроэнергии.
Для полного использования гидроэнергетических ресурсов рек боль-
шой длины или с большим уклоном русла строят несколько ГЭС (одну за
другой по течению), образующих каскад. Иногда этот каскад объединяют
в административную единицу, но чаще это понятие относится к создавае-
мым на одной реке ступенькам гидроузлов. В качестве примеров можно .
назвать каскад Волжских ГЭС (рис. 3), каскады ГЭС на реках Днепр,
Сулак, Ангара, Енисей и др.
14
Рис. 3. Схема каскада ГЭС на реке Волга
§4 . Гидравлические, гидроаккумулирующие и приливные
электростанции, их технические схемы и оборудование
й
, Гидроэлектростанции по созданному на них напору воды разделяют
'на низконапорные (до 20 м вод. ст.), средненапорные (от 20 до 70 м вод. ст.)
и высоконапорные (свыше 70 м вод. ст.).
В зависимости от уклона русла реки, рельефа местности и расхода
Воды для создания напора ГЭС выбирают одну из трех схем: плотинную,
деривационную или смешанную (плотинно-деривационную).
Плотинную схему ГЭС применяют чаще всего на крупных равнин-
ных реках, имеющих относительно малый уклон. Напор создается плоти-
ной, перегораживающей русло реки, и зависит от ее высоты. В зависимости
от величины напора плотинная схема может быть выполнена в виде русло-
вой или приплотинной ГЭС.
Русловой (рис. 4) называется ГЭС, у которой здание входит в состав
напорного фронта и является продолжением плотины. Здание находится
под давлением воды со стороны верхнего бьефа и должно удовлетворять
тем же требованиям, что и сама плотина. Русловые ГЭС сооружают при
напорах до 35 м вод. ст.
В гидроузел с русловой ГЭС (рис. 4) входит здание I с размещенными
в нем гидроагрегатами и другим оборудованием, сороудерживающее
сооружение 2 или льдозащитная стенка, грязеспуск 4 для сброса мусора
из аванкамеры 3, земляная намывная или каменная плотина 8, водослив-
ная плотина 5 для пропуска воды при паводках или авариях. Кроме того,
в состав гидроузла входят шлюзы 6, плотоходы, рыбоходы или рыбоподъ-
емники. Плотины часто используют как автомобильные 9 и железнодо-
рожные 10 переходы через реку.
Приплотинной (рис. 5) называют такую ГЭС, здание которой не входит
в состав напорного фронта, а построено за плотиной и защищается ею.
Приплотинные ГЭС строят с высокими плотинами, создающими большие
15
Рис. 4. Схема гидроузла
с русловой ГЭС:
1 — здание ГЭС, 2 -
сороудерживающее со-
оружение, 3 — аван-
камера, 4 — грязеспуск,
5, 8 — водосливная и
намывная плотины,
б — судоходный трех-
ступенчатый шлюз, 7 -
остров-основание пло-
тины, 9, 10 - автомо-
бильная и железная до-
роги
Рис. 5. Схема приплотинной ГЭС:
1,3 — сопрягающая и глухая плотины, 2 - водослив, 4 — водо-
,s‘ приемник, 5. —.плотина с водоводами, 6 — наружные водоводы,
й:/;; г 7-здание ГЭС
4
напоры (от 20 до 200 м вод. ст.), как, например, Братская ГЭС, имеющая
напор 96 м вод. ст.
Деривационные* ГЭС (рис. 6) строят на горных реках с большим
уклоном русла. Русло реки перегораживается плотиной, практически не
поднимающей уровня воды. Перед плотиной сооружают водоприемник
деривационного канала 3, который имеет значительно меньший уклон,
чем старое русло реки. Вся вода отводится в деривационный канал, из
которого по трубопроводам подается к зданию ГЭС 4 и, отработав в тур-
бинах, сбрасывается в русло реки 1.
В комплекс деривационной ГЭС входят головное сооружение с плоти-
ной 2 и водоприемником, деривационный канал или тоннель 3, напорный
бассейн перед турбинными водоводами, иногда бассейн суточного регули-
рования, турбинные водоводы, здание ГЭС 4 с размещенным в нем обору-
дованием для выработки электроэнергии, канал, отводящий воду от турбин
в русло реки, и водосбросы для аварийных ситуаций.
Смешанные плотинно-деривационные ГЭС (рис. 7) используют полный
напор Н, частично созданный плотиной, перегораживающей реку и подни-
мающей уровень воды Япл, и частично деривацией, отводящей воду в об-
ход значительного уклона старого русла реки.
Рассмотренные схемы ГЭС имеют различные варианты исполнения.
Так, имеются схемы русловых ГЭС, использующих низкие напоры, в
которых здание ГЭС совмещено с водосливной плотиной. Они называются
совмещенными (Камская, Киевская ГЭС). Применение таких схем зна-
чительно удешевляет стоимость строительства ГЭС, однако создает особые
условия эксплуатации и затрудняет выполнение ремонтных работ на гидро-
агрегатах и другом оборудовании.
Имеются различные варианты схем деривационных и плотинно-дерива-
ционных ГЭС. Они могут иметь как безнапорную, так и напорную дери-
вацию, бассейны суточного и недельного регулирования, промывные уст-
ройства для удаления наносов и др.
Все большее значение приобретают ГАЭС, предназначенные для того,
чтобы в часы провала потребления брать электроэнергию из сети и накап-
ливать воду с потенциальной энергией, а в часы пикового потребления
срабатывать накопленную воду и выработанную электроэнергию отдавать
в сеть.
Схема ГАЭС (рис. 8) предусматривает наличие верхнего 5 и нижнего
1 водяных бассейнов, здания 2 ГАЭС с гидроагрегатами 3, водоводов 4
и подстанции. На схеме ГАЭС показана в заряженном состоянии — вода
находится в верхнем бассейне 5. Наличие ГАЭС в энергосистеме улучшает
прохождение максимума нагрузок и увеличивает нагрузку в сети при ноч-
ном минимуме потребления. Несмотря на то что кпд ГАЭС невысок (око-
ло 70%), их наличие оказывается выгодным.
Для оборудования ГАЭС применяют специальные обратимые гидро-
агрегаты, способные работать в двух режимах — ’’турбина - генератор”
*Слово деривация означает отвод.
Продольный проьриль
Рис. 6. Схема деривационной ГЭС с безнапорным каналом:
1 - река, 2 — плотина, 3 - деривационный канал, 4 - здание ГЭС
Рис. 7. Схема смешанной
плотинно-де ривационной
ГЭС с безнапорным кана-
лом:
1 - старое русло реки,
2 — водохранилище, об-
разованное плотиной,
3 - водоприемник дери-
вационного канала, 4 -
плотина, 5 — деривацион-
ный канал, 6 — водо-
воды, 7 - здание ГЭС
18
и ’’мотор — насос” или устанавливают раздельные или частично совмещен-
ные гидротурбинные и насосные агрегаты.
В течение ряда лет исследуется экономическая целесообразность ис-
пользования энергии морских приливов и отливов. Советский Союз рас-
полагает значительными запасами этой энергии, в основном на Мурман-
ском побережье Баренцева моря и на Дальнем Востоке (Берингово и
Охотское моря).
Первая опытная приливная электростанция (ПЭС) в нашей стране -
Кислогубская — сооружена на Кольском полуострове, на котором установ-
лен один гидроагрегат мощностью 400 кВт, изготовленный фирмами ”Нейр-
пик” и ’’Альстон” (Франция). Рабочее колесо капсульного гидроагрегата
имеет Ф 3,3 м,частоту вращения в турбинном режиме 72 об/мин, а в насос-
ном режиме 600 об/мин. Генератор приводится в движение от турбины
через планетарный мультипликатор. Агрегат рассчитан для работы при
напорах от 0,2 до 2,5 м. Сущность метода заключается в выработке ПЭС
гарантированной электроэнергии в часы пикового ее потребления независи-
мо от фазы прилива или отлива.
Приливная электростанция представляет собой плотину с гидроагрега-
тами, отгораживающую участок моря (бассейн). Гидроагрегаты ПЭС
должны работать в нескольких режимах:
турбинном — при потоке воды из моря в бассейн (прилив);
турбинном — при потоке воды из бассейна в море (отлив);
холостого пропуска с заторможенным агрегатом — при малых напорах
(смена прилива на отлив, и наоборот);
насосном — для подкачивания воды из моря в бассейн и быстрейшего
получения- разницы уровней, которую можно использовать в турбинном
режиме при отливе (в конце прилива и начале отлива);
насосном — для откачки воды из бассейна в море и быстрейшего полу-
чения разницы уровней для использования перепада в турбинном режиме
при приливе (в конце отлива и начале прилива).
Таким образом, разрабатываемые для ПЭС гидроагрегаты должны
работать в генераторном, моторном, турбинном и насосном режимах, а
также давать возможность двустороннего холостого пропуска воды. В
принципе можно применить раздельные агрегаты для каждого режима,
но это не рационально и их трудно разместить в сооружении. Наиболее
приемлемыми для оборудования ПЭС оказались горизонтальные гидроагре-
гаты капсульного типа: обратимые (насос — турбина) и двустороннего
действия (при изменении направления потока).
Для производства и распределения электрической энергии ГЭС осна-
щают необходимым энергетическим оборудованием, устройствами и меха-
низмами для его обслуживания и ремонта, а также общестанционным
оборудованием различного назначения.
Оборудование электростанций, служащее для производства и распре-
деления электроэнергии, называется основным. К нему относятся гидра-
влические турбины с регуляторами частоты вращения и маслонапорными
установками, гидрогенераторы, основные трансформаторы и распреде-
лительные устройства (РУ).
Механизмы и устройства, предназначенные для обслуживания основ-
19
ного оборудования и не принимающие непосредственного участия в выра-
ботке электроэнергии, называются вспомогательным оборудованием. К
вспомогательному гидротурбинному оборудованию относятся холостые
выпуски, клапаны срыва вакуума, быстродействующие затворы (диско-
вые, шаровые, щитовые), лекажные агрегаты, устройства откачки дре-
нажной воды и др.
К общестанционному оборудованию, часть которого находится в веде-
нии машинного цеха, относятся подъемные краны, компрессоры, пожар-
ные, санитарные и другие насосы и их трубопроводы, станочное оборудо-
вание механических мастерских и др.
§5. Водяные колеса, гидротурбины и принципы
работы в них воды. Кавитация
Водяные двигатели, преобразующие энергию воды в механическую
энергию вращения, весьма разнообразны. По принципу действия их можно
разделить на водяные колеса и гидравлические турбины.
Водяные колеса, которые очень
Рис. 9. Верхнебойное водяное
колесо
Рис. 10. Нижнебойное водяное Ко-
ле со
неэкономичны и применение их в
настоящее время ограничено, бывают верхнебойными (рис. 9) и нижне-
бойными (рис. 10). В верхнебойном колесе работа производится в основ-
ном массой воды, которая, перемещаясь вместе с ковшом колеса, застав-
ляет его вращаться. В нижнебойных колесах работа производится под
воздействием удара струи в прямые лопатки.
Гидравлические турбины значительно отличаются от водяных колес
характером действия на них воды. Вода к рабочим колесам турбин подво-
дится через направляющий аппарат, в котором происходит частичное или
полное преобразование энергии напора воды в кинетическую энергию
скорости, а также изменение направления потока. В зависимости от того,
какую форму имеет энергия водного потока при выходе его из направляю-
щего аппарата, гидравлические турбины делятся на активные, или сво-
бодноструйные и реактивные, или напорноструйные (с избытком давления).
20
Активный принцип работы воды — преобразование энергии потока
v2 fig в механическую работу — можно проследить по схеме рис. 11. Из
резервуара вода, уровень которой находится на высоте Но над уровнем
свободной поверхности сливного канала, по водопроводу выпускается
через сопло-насадку (направляющий аппарат) в атмосферу (й — высота
установки сопла-насадки над свободной поверхностью канала). На выходе
из сопла потенциальная энергия воды превращается в кинетическую и
струя воды приобретает скоростной напор. Скорость воды в струе будет
тем больше, чем больше полезный напор Но - h. Если струю,выходящую
из сопла-насадки, направить на лопатки рабочего колеса, то, оказывая
на них давление, струя будет поворачивать колесо. Таким образом, рабочее
колесо вращается не в сплошном потоке воды, а с использованием свобод-
ной струи и при нормальном атмосферном давлении.
Турбины, выполненные по этому принципу, называют свободно-струй-
ными, работающими без избытка давления. В настоящее время из турбин,
работающих по активному принципу, применяют только ковшовые, так
как они имеют наибольший кпд.
Активные ковшовые турбины устанавливают на ГЭС, имеющих боль-
шой напор (от 200 до 2000 м) при малых расходах воды (на горных реках).
В ковшовых гидротурбинах вода к лопастям рабочего колеса, имеющим
форму ковша, подводится из направляющего аппарата, выполненного в
виде сопла круглого сечения. На одной турбине может быть одно или
несколько (до шести) сопл. Единичная мощность современной ковшо-
вой турбины доходит до 110 000 кВт.
Реактивный принцип работы воды можно уяснить, если надеть на
водопроводный кран резиновую трубку, а в другой ее конец вставить
загнутый под углом 90° стеклянный или металлический ниппель. При
пуске воды нижний конец трубки будет отклоняться, как это показано
на рис. 12. Отклонение трубки происходит вследствие реакции вытекаю-
щей струи. Это свойство использовано в колесе Сегнера, модель которого
показана на рис. 13. Вода, вытекающая из сосуда через симметрично распо-
ложенные изогнутые трубки, заставляет вращаться сосуд, подвешенный
на кронштейне. Если воду постоянно подводить к сосуду, вращение его не
прекратится. Реакция потока воды, стекающего с лопастей гидротурбины,
подобно струям колеса Сегнера, движет реактивную турбину.
Основным отличием реактивных турбин от активных являетсй то, что
они работают с избытком давления: в потоке воды давление при входе на
лопасти рабочего колеса турбины выше, чем при выходе с лопастей.
Рабочая вода поступает на рабочее колесо реактивной турбины через
направляющий аппарат, имеющий вид кольцевых жалюзи и состоящий
из одновременно открывающихся или закрывающихся лопаток. Расход
воды и направление потока регулируются шириной щели между соседними
лопатками и углом их открытия. В направляющем аппарате происходит
частичное преобразование энергии воды в скоростной напор по активному
принципу, так что в современных гидротурбинах чисто реактивный прин-
цип, как в колесе Сегнера, не используется. Однако для упрощения поня-
тия их принято называть реактивными, а для уточнения принципа работы —
напорноструйными.
21
Рис. 11. Активный принцип ра-
боты турбины:
1 - сопло-насадка, 2 — запорный
орган-игла, 3 - резервуар с водой,
4 — рабочее колесо, 5 — струя
воды
Рис. 12. Пример реакции выте-
кающей водяной струи
Рис. 13. Модель колеса Сег-
нера
Рис. 14. Схема водоводов и напоров турбины с
прямой (а) и изогнутой (б) отсасывающими
трубами:
1 — отсасывающая труба, 2 — рабочее колесо в
спиральной камере, 3 - напорный водопровод,
4 — напорный бассейн
22
Реактивные турбины по способу прохождения потока воды в рабочем
колесе разделяют на радиально-осевые и осевые.
В радиально-осевых турбинах вода поступает на рабочее колесо в
радиальном направлении, а затем изменяет направление и движется вдоль
оси колеса. Эти турбины применяют при напорах от 20 до 500 м и подраз-
деляют на тихоходные, быстроходные и средней быстроходности. В осевых
турбинах вода при входе на рабочее колесо, прохождении через него и выхо-
де с него движется вдоль оси вращения колеса. Область применения осе-
вых турбин от 1 до 60 м по напору. Эти турбины бывают двух типов:
пропеллерные, лопасти которых неподвижны, и поворотно-лопастные,
лопасти которых на втулке рабочего колеса поворачиваются относительно
своей оси на различные углы в зависимости от величины открытия на-
правляющего аппарата.
Соответствие углов поворота лопастей различным величинам и углам
открытия лопаток направляющего аппарата называется комбинаторной
зависимостью. Каждое значение открытия направляющего аппарата и
соответствующий ему угол поворота лопастей устанавливаются автома-
тически системой регулирования турбины. Автоматическая установка
комбинаторной зависимости позволяет получать наивысший кпд при всех
режимах работы турбины.
Любая реактивная гидравлическая турбина имеет подводящую камеру
и отсасывающую трубу.
Подводящую турбинную камеру выполняют открытого (при неболь-
ших напорах для турбин малой мощности), котельного (при средних
напорах для малых турбин) или спирального (при средних и больших
напорах для турбин малых, средних и больших мощностей) типа. Спираль-
ные камеры служат для равномерного подвода воды по всему периметру
(окружности) направляющего аппарата. В зависимости от напора и расхода
воды они бывают бетонными, клепанымии и сварными из стали или литыми
из стали или чугуна.
Отсасывающая труба восстанавливает напор турбины, а также служит
для отвода отработавшей воды от рабочего колеса. Для ремонтов и ос-
мотров рабочее колесо удобнее делать неподтопленным, т.е. устанавливать
выше уровня воды в нижнем бьефе ГЭС. Этот подъем рабочего колеса
не снижает полезный напор ГЭС (рис. 14, а, б), если установлена отсасы-
вающая труба.
На рис. 14, б показана схема водоводов гидротурбины с изогнутой
отсасывающей трубой, которую применяют в большинстве современных
вертикальных турбин. Это позволяет уменьшить заглубление фундамента
под здание ГЭС, сократить строительные работы и значительно снизить
стоимость сооружения ГЭС.
Все типы современных гидротурбин могут быть изготовлены с верти-
кальным или горизонтальным расположением вала.
В отсасывающей трубе 1 под рабочим колесом 2 при действии турбины
Создается вакуум, равный по величине высоте отсасывания Hs, при которой
турбина полностью использует полезный напор Н ГЭС. Высоту отсасывания
Hs можно увеличивать только в ограниченных пределах, определяемых
опытным путем. Большое увеличение Hs вызывает кавитацию. В результате
23
механического, химического и электрического воздействий кавитация
разрушает поверхности лопастей и камеры рабочего колеса турбины.
В потоке воды при обтекании лопастей турбины возникают зоны
пониженного давления, в которых образуются пустоты (каверны). В эти
пустоты выделяется растворенный в воде воздух, и вследствие пониженно-
го давления вода испаряется. Таким образом, каверна превращается в
пузырек, заполненный паром и воздухом. Когда пузырек попадает с пото-
ком в зону более высокого давления, пар превращается в воду, и в пузырь-
ке остается сильно разреженный воздух. В пузырек с большой скоростью
устремляется вода, сжимающая воздух; затем воздух снова выталкива-
ет воду, вызывая ее пульсацию. Давление в пузырьках в это время достига-
ет нескольких тысяч мегапаскалей, получается целая серия гидравлических
ударов, которые разрушают металл, делают его ноздреватым.
Механическое воздействие гидравлических ударов сопровождается
химическим воздействием кислорода воздуха, а также возникающими в
пузырьках электрическими разрядами. Явление кавитации сопровождает-
ся сильным шумом и металлическим стуком. Разрушения от кавитации
бывают столь значительны, что уменьшается код турбины и снижается
мощность. Термином кавитация обозначают как само явление, так и вызы-
ваемые им повреждения поверхностей проточной части турбины.
§6. Основные параметры и характеристики ГЭС
и гидротурбин. Маркировка гидротурбин
Основными параметрами ГЭС являются: напор Нзп, м вод. ст., уста-
новленная мощность кВт,и максимальный расход воды через сооружения
Gm ах, м3 /с. Напор различают расчетный, максимальный и минимальный.
Максимальным считают такой напор, выше которого возникает опасность
разрушения сооружений ГЭС, а минимальным, - ниже которого не может
работать установленное оборудование.
Установленная мощность ГЭС определяется суммарной мощностью
ее гидроагрегатов, которая, как правило, не соответствует мощности
водотока реки в каждый момент времени.
Мощность водотока на участке реки, зависящая от напора воды и ее
расхода через поперечное сечение русла, определяется выражением
Лр = е//о7 = 9,81<2ЯокВт.
Очевидно, построив в конце этого участка реки ГЭС и сконцентриро-
вав в этом створе напор, можно рассчитывать, что ее располагаемая мощ-
ность 7VpaCnOji будет равна 7Vp и определяться приведенным выше выра-
жением. Можно было бы ожидать, что вся мощность водотока превратится
на ГЭС в электрическую мощность и будет передана потребителям. Однако
это не так.
Существуют потери напора на преодоление трения в водоводах ГЭС.
проточной части турбин, потери воды, протекающей мимо турбин в раз-
личные неплотности, потери мощности на преодоление трения во враща-
ющихся частях агрегата, электрические потери в генераторах и трансформа-
торах, а также расход электроэнергии на собственные нужды электростан-
24
дли и рад других потерь. В результате оказывается, что полезная электриче-
ская мощность 7Vnon, снимаемая при наилучших условиях с шин электро-
станции, получается меньше располагаемой, т.е.
Мтол = Л'распол - Мют» где7УПот - потери мощности.
Для оценки экономичности ГЭС и всех ее элементов, участвующих
в производстве и распределении электроэнергии, а также оценки влияния
непроизводительных потерь мощности пользуются код т], которым называ-
ется число (всегда меньше единицы), показывающее, какую часть от распо-
лагаемой энергии или мощности составляет полезная энергия или мощность:
КпДэл= ^эл = Мтол/^распол-
В связи с тем, что запас воды в водохранилищах ГЭС в большинстве
случаев ограничен, код ГЭС и ее отдельных элементов имеет большое зна-
чение: чем меньше потери, тем код выше и тем больше электроэнергии
будет выработано и отпущено потребителям, израсходовав одинаковый
запас воды.
Определяя специальными испытаниями потери в элементах ГЭС (водо-
водах, турбинах, генераторах, трансформаторах и т.д.), можно определить
кпд каждого из этих элементов, оценив качество их проектирования, из-
готовления, строительства, монтажа, ремонта, а в некоторых случаях и
эксплуатации.
Общий код ГЭС равен произведению код всех элементов, влияющих
на производство электроэнергии:
% л = 7?т ’ ‘ Чтр • 7?раз,
ще % — код турбины, т?г - кпд генератора, rjTp — код трансформатора,
Чраз — код других различных элементов, участвующих в производстве
электроэнергии или влияющих на него.
Полезную мощность ГЭС можно записать в виде, учитывающем влия-
ние различных код:
М1ол = -^распоп ' Чэл = ^распоп ’ Vt • Чг ' т?тр ' Чраз-
Основными параметрами гидротурбины являются: рабочий напор Н,
м вод. ст.; максимальный напор Нтах, м вод. ст.; минимальный напор
Hmin, м вод. ст.; расход воды Q, м3/с; мощность на валу турбины7VT, кВт;
частота вращения п, об/мин; разгонная частота вращения лр, об/мин;
диаметр рабочего колеса D, м; кпд коэффициент кавитации о; коэф-
фициент быстроходности ns.
Рабочий напор гидротурбины определяется напором ГЭС, в конечном
'итоге разницей уровня воды в верхнем и нижнем бьефах, с поправкой на по-
тери. Максимальный и минимальный напоры определяют пределы, за кото-
рыми турбину эксплуатировать нельзя.
Расход воды — количество протекающей воды через входное сечение
турбины в единицу времени.
Мощность на валу турбины — полезная мощность, развиваемая турби-
ной.
Частота вращения турбины — число оборотов вала турбины в минуту.
Частота вращения разгонная — максимальное число оборотов, которое
25
может развить турбина при максимальном напоре и открытии направляю-
щего аппарата большем, чем требуется для холостого хода.
Диаметр рабочего колеса для поворотно-лопастной турбины определя-
ется диаметром камеры рабочего колеса в плоскости осей поворота лопас-
тей, для радиально-осевой турбины — наибольшим диаметром входных
кромок лопастей, для ковшовой - диаметром окружности рабочего коле-
са, касательной к оси струи воды.
Коэффициент полезного действия (кпд) гидротурбины т?т - это отно-
шение полезной мощности, развиваемой турбиной, к мощности использу-
емого в ней водотока. Кпд современных гидротурбин т?т — 0,88-0,94.
Коэффициент кавитации определяет начало и условия возникновения
кавитации в турбине, а коэффициент быстроходности характеризует гидра-
влические качества турбины.
Характеристики гидротурбин.
Гидротурбина на ГЭС может выраба-
тывать полную расчетную мощность
или часть ее. При отклонении от рас-
четного режима кпд турбины умень-
шается. На графике (рис. 15) показа-
ны кривые изменения кпд различных
типов гидротурбин в зависимости от
степени их нагрузки. Сравнивая эти
рабочие характеристики, снятые при
постоянном для каждой турбины на-
поре, видим, что высокий кпд почти
во всем диапазоне мощности сохра-
няется у поворотно-лопастных (кри-
вая I ) и ковшовых (кривая II)
гидротурбин. Несколько уступают им
Рис. 15. Рабочие характеристики раз-
личных типов гидротурбин
по пологости кривой кпд радиально-осевые турбины (кривая III). Пропел-
лерные турбины имеют высокий кпд только на участках, близких к рас-
четной (полной) мощности (кривая IV). Во избежание непроизводитель-
ных потерь воды пропеллерные турбины следует эксплуатировать при
режимах, близких к полной мощности.
Помимо приведенных на рис. 15 рабочих характеристик гидротурбины
характеризуются так называемыми универсальными характеристиками,
в которые сводятся результаты испытаний моделей рабочих колес гидро-
турбин.
Универсальная характеристика представляет собой график равных
кпд, построенных в осях координат: по вертикальной оси — частота враще-
ния (обороты в минуту), по горизонтальной - расход воды (литры в се-
кунду). На этом графике учитываются кавитационный коэффициент, углы
поворота лопастей рабочего колеса и открытие направляющего аппарата.
Универсальные характеристики позволяют правильно выбрать по
заданным напору и мощности параметры турбины — диаметр рабочего
колеса, частоту вращения и расход воды, а также кпд, углы открытия
направляющего аппарата и поворота лопастей и определить режимы, для
которых возможно появление кавитации.
26
Для использования на действующей ГЭС универсальная характеристика
неудобна, так как ее показатели для конкретной турбины следует пере-
считать по формулам, учитывающим коэффициент подобия.
На ГЭС используют эксплуатационные универсальные характеристики,
построенные по рабочим и универсальным характеристикам для конкрет-
ного агрегата конкретной ГЭС.
Эксплуатационная универсальная характеристика (рис. 16) представ-
ляет собой график равных кпд, снятых при постоянной частоте вращения в
осях координат ’’напор Н — мощность №. На этом же графике наносят
линии равных высот отсасывания Hs, а также линии ограничения мощнос-
ти гидроагрегата. Ограничение минимальной мощности определяется по
надежности турбины при использовании напора ниже расчетного, а макси-
мальной мощности - по возможности гидрогенератора нести наибольшую
нагрузку.
Рис. 16. Эксплуатационная универсальная характеристика
поворотно-лопастной гидротурбины:
а - линия ограничения мощности, Hs - высота отсасывания
0,88-0,935 - линии кпд турбины
Как известно, уровень воды в верхнем и нижнем бьефах ГЭС меняется;
при паводке растет в верхнем бьефе, а также из-за большого слива воды
поднимается в нижнем бьефе; при межени изменяется также от сработки
водохранилища и уменьшения слива. В связи с этим напор на ГЭС меняег-
ся, что особенно чувствительно для низконапорных гидротурбин.
Зная фактический напор, по эксплуатационной универсальной характе-
ристике можно определить возможные пределы нагрузок на гидроагрегат
ез возникновения кавитации с наивысшим при создавшихся условиях код.
Коэффициент быстроходности. Гидравлические турбины очень разно-
0 разны по типам, габаритам и конструктивному исполнению. Тип и габа-
риты гидротурбин определяются напором и мощностью конкретной гидро-
27
установки. Так как на практике сочетания напора и мощности многообраз-
ны, многообразно и установленное на ГЭС турбинное оборудование.
Турбины разной мощности, имеющие однотипные рабочие колеса и
геометрически подобные элементы проточной части, образуют серию.
Каждую турбинную серию характеризует коэффициент быстроходности
ns, равный частоте вращения такой турбины, которая при напоре 1 м разви-
вает мощность 735,5 кВт (1 л. с.). Линейные размеры этой турбины (диа-
метр рабочего колеса, размеры и форма лопастей, высота лопаток направ-
ляющего аппарата и пр.) пропорциональны размерам действительной тур-
бины, т.е. они геометрически подобны. Коэффициент быстроходности
М ns определяют по формуле
где п — частота вращения действительной турбины, об/мин; N- мощность
действительной турбины, кВт (л.с.); Н — рабочий (полезный) напор, м.
Зная расчетный напор и расход гидроустановки, по коэффициенту
быстроходности подбирают соответствующую гидравлическую турбину.
Из табл. 1, где приведены ориентировочные коэффициенты быстроходнос-
ти гидротурбин различных типов, видно, что самыми быстроходными яв-
ляются поворотно-лопастные и пропеллерные турбины.
!
Таблица 1. Коэффициент быстроходности гидротурбин различных типов
Г
Тип турбины Быстроходность Коэффициент быстроходности, об/мин Напор,м | |
Пропеллерные и пово- ротно-лопастные Быстроходные Средней быстроходности Тихоходные 950-750 750-550 550-350 5-12 Ч 12-22 а 22-60 | Г
Радиально-осевые Быстроходные Средней быстроходности Тихоходные 400-250 250-150 150-70 20-50 | 50-120 120-500 '
Ковшовые — 50-10 100-2000 *
Номенклатура гидротурбин. Реки Советского Союза очень разно-
образны по запасам энергетических ресурсов, расходу воды в различ-
ных створах и рельефу местности, по которой они текут. При выборе мес-
та для проектирования и строительства ГЭС на реках можно получить
любую комбинацию расхода и напора воды, необходимую мощность гидро-
агрегатов, выбрать тип турбин. Это влечет за собой проектирование и
изготовление индивидуальных агрегатов для каждой такой ГЭС, что очень
невыгодно, трудоемко и занимает много времени. В связи с этим в СССР
проведена работа по унификации гидротурбин, которая позволила ввести
28
некоторую серийность в гидротурбостроении и ограничить количество
типоразмеров турбин,
В зависимости от мощности, размеров и массы деталей турбины услов-
но разделяются на малые, средние и крупные.
Малыми называют турбины мощностью не более 1000 кВт, диаметр
рабочих колес которых для низких напоров не более 1,2 м и для высоких
напоров — не более 0,5 м.
Средними называют турбины мощностью до 15 000 кВт с диаметрами
рабочих колес для низких и высоких напоров соответственно не более
2,5 и 1,6 м.
Крупными называют гидротурбины мощностью более 15 000 кВт,
Согласно номенклатуре, каждый тип колеса должен применяться не
только для одного сочетания напора и мощности, но и для довольно широ-
ких пределов напоров и мощностей. В зависимости от принятой мощности
рассчитывается необходимый диаметр рабочего колеса гидротурбины. На-
пример, согласно номенклатуре рабочее колесо ПЛ 40 применяют на ГЭС
при напорах от 20 до 40 м. При изменении диаметра колеса от 2,8 до 9,5 м
можно изменить мощность турбины от 8 000 до 220 000 кВт.
Рабочее колесо РО115 используют при напорах от 70 до 115 м. При
изменении диаметра колеса от 2 до 8,5 м можно изменить мощность от
22 000 до 700 000 кВт.
Маркировка гидротурбин. Согласно Государственному стандарту, мар-
кировка гидротурбин различных типов и размеров состоит из сочетания
групп букв и цифр. Первая группа букв и цифр обозначает тип рабочего
колеса и максимальный напор ГЭС; цифры через дробь - порядковый
или инвентарный номер серии; буквы в середине маркировки — компо-
новку турбины по расположению вала, а последние цифры — диаметр
рабочего колеса (в сантиметрах).
Приняты следующие обозначения типов гидротурбин: поворотно-
лопастная — ПЛ, пропеллерная — ПР, радиально-осевая — РО, ковшовая- К
или КВ. Горизонтальный агрегат обозначается буквой Г, вертикальный — В.
Например, маркировка гидротурбины ПЛ 40/07-В-500, означает, что она
поворотно-лопастная, рассчитана на максимальный напор 40 м, имеет инвен-
тарный номер серии 07, вертикальная, диаметр рабочего колеса 500 см.
Контрольные вопросы. 1. Что такое напор и расход водотока и ГЭС, их единицы
измерения? 2. Какие технические схемы ГЭС применяют при их проектировании и
строительстве? 3. Какое оборудование ГЭС называется основным, вспомогательным
и общестанционным? 4. Какие типы гидротурбин вы знаете? 5, Каковы параметры
гидротурбин? 6. Какие характеристики гидротурбин вы знаете? 7. Как маркируют
гидротурбины?
Глава третья
УСТРОЙСТВО И РАБОТА ГИДРОТУРБИН,
ИХ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
§7. Общие сведения о вертикальных гидроагрегатах
с поворотно-лопастными гидротурбинами.
Гидротурбина ПЛ 20/811а-В-1000
Поворотно-лопастные гидротурбины устанавливают на равнинных
реках с низкими напорами; они занимают значительное место среди тур-
бинного оборудования ГЭС СССР. Конструктивно такие гидротурбины
сложнее гидротурбин других типов из-за наличия внутри втулки рабочего
колеса механизма поворота лопастей. Однако усложнение конструкции
окупается их хорошими энергетическими качествами, особенно при измене-
ниях небольших напоров на ГЭС И нагрузок на агрегат. Автоматически
устанавливаемое соответствие угла поворота лопастей открытию лопаток
направляющего аппарата позволяет сохранить высокий код агрегата при
изменениях режимов и вырабатывать больше электроэнергии одинаковым
запасом воды по сравнению с турбинами других типов при аналогичном
изменении режимов и напоров.
По расположению вала гидротурбины изготовляют горизонтальными
или вертикальными. К горизонтальным гидротурбинам относятся также
капсульные. Большинство современных мощных поворотно-лопастных
гидротурбин выполнено вертикальными, что при некотором увеличении
высоты строительной части здания ГЭС значительно уменьшает его пло-
щадь. В этом разделе будут рассматриваться вертикальные гидротурбины.
Вертикальная поворотно-лопастная гидротурбина жестко соединяется
с гидрогенератором: двумя валами (рис. 17); тремя валами (с использова-
нием промежуточного вала); общим (одним) для турбины и генератора
валом.
Независимо от конструктивных особенностей гидроагрегаты с поворот-
но-лопастной турбиной имеют детали, узлы и устройства одинакового
назначения; часть из них закладывается в бетон или изготовляется из бето-
на и называется закладной или фундаментной частью.
Поворотно-лопастная гидротурбина имеет:
спиральную камеру для равномерного подвода рабочей воды к турби-
не по всему периметру рабочего колеса;
железобетонный фундамент гидроагрегата, в который в некоторых
конструкциях закладывается металлическое фундаментное кольцо;
камеру рабочего колеса, изготовленную из металла, закрепленную
за фундамент и залитую снаружи бетоном;
отсасывающую трубу для отвода воды от рабочего колеса и изменения
вертикального направления ее потока на горизонтальное;
статор турбины, передающий на фундамент нагрузку от массы гидро-
агрегата, уложенного над статором железобетона, и от усилий рабочей воды;
шахту турбины с металлической облицовкой, через которую проходит
вал гидроагрегата;
30
направляющий аппарат для подвода и регулирования расхода воды
на’ турбину и закрытия ее доступа при останове агрегата;
рабочее колесо турбины с механизмом поворота лопастей;
вал турбины со штангами (трубопроводами) во внутреннем сверлении
для подвода силового масла в механизмы поворота лопастей;
направляющий подшипник (резиновый, деревянный или баббитовый)
турбины с водяной или масляной смазкой;
крышку турбины;
маслоприемник для подвода масла под давлением через вращающийся
вал к сервомотору рабочего колеса и слива отработавшего масла.
Масса вращающихся частей всего гидроагрегата воспринимается под-
пятником, который является узлом гидрогенератора. Подпятник встроен
в верхнюю или нижнюю крестовину генератора, положенную лапами на
его фундамент, или опирается на специальную опору на крышке турбины.
Гидротурбина оборудована системой регулирования, поддерживающей
постоянную частоту вращения гидроагрегата при изменении электрической
нагрузки; она включает в себя измерительный орган, усилительные и рабо-
чие механизмы. Масло под давлением для работы системы регулирования
подается из маслонапорной установки, имеющей масляный бак.
Гидротурбины оснащаются вспомогательным оборудованием: клапа-
нами срыва вакуума, системами откачки дренирующих воды и масла,
трубопроводами технической воды и масла, устройствами для опорожнения
от воды проточной части турбины и подачи воздуха в камеру рабочего
колеса, быстродействующими затворами. Гидротурбины последних
выпусков оснащены стационарными средствами и съемными приспособле-
ниями для ремонта.
В качестве примера рассмотрим конструкцию и работу современ-
ной крупной поворотно-лопастной гидротурбины ПЛ 20/811а-В-1000,
изготовленной для Майнской, Чебоксарской и Нижне-Камской ГЭС. При
рассмотрении обратим внимание на отличие этой турбины от других пово-
ротно-лопастных гидротурбин.
Основные технические характеристики поворотно-лопастной гидротур-
бины ПЛ 20/811а-В-1000 приведены ниже.
Диаметр рабочего колеса, мм................................ 10 000
Максимальный напор, м...................................... 1 9,6
Расчетный напор, м......................................... 16, 9
Минимальный напор, м......................................... 10,8
Наибольший статический напор (брутто), м....................... 19, 8
Номинальная мощность, кВт.................................. НО 000
Расход воды через турбину при номинальной мощности и расчетном напорё,
м3/с.................. .................................... 714
Нормальная частота вращения, мин 1........................... 62,5
Разгонная частота вращения (при сохранении комбинаторной зависимости),
мин 1......................................................... 135
Приращение частоты вращения агрегата сверх номинальной при сбросах наг-
рузки, %, не более..............................................50
Вращение турбины правое, по часовой стрелке, если смотреть со сторо-
ны генератора.
31
Рис. 17. Гидроагрегат
Волжской ГЭС
им. В.И.Ленина с пово-
ротно-лопастной гидро-
турбиной:
1 — отсасывающая тру-
ба, 2 — фундаментное
кольцо, 3 — камера
рабочего колеса, 4 —
талрепы растяжки ка-
меры, 5 — домкраты
растяжки камеры, б —
облицовка фунда-
мента турбины, 7 —
спиральная камера, 8 -
анкерные болты креп-
ления статора, 9 — ниж-
нее кольцо направляю-
щего аппарата с ниж -
ней втулкой лопатки,
10, 15 - нижнее и
верхнее кольца статора,
11 — статор, 12 —
лопатка направляюще-
го аппарата, 13 — верх-
нее кольцо направляю-
щего аппарата, 14 —
подшипник верхней
цапфы лопатки, 16 —
сервомотор направляю-
щего аппарата, 17 —
тяга с резьбовой муф-
той от сервомотора к
регулирующему коль-
цу, 18 — статор гене-
ратора, 19 — верхняя
крестовина, 20 — мас-
лоприемник, 21 — регу-
ляторный генератор,
22 - направляющий
подшипник генератора,
23, 39 - валы генера-
тора и турбины, 24 -
втулка подпятника,
25 — спицы ротора
генератора, 26 - обод
генератора с полюсами,
27 - воздухоохлади-
тель, 28 — тормоз, 29 —
ванна подпятника, 30—
зеркальный диск, 31 —
сегменты подпятника,
32 — маслоохладитель,
33 — опора подпят-
ника, 34 — регулирую-
щее кольцо, 35 — пово-
ротный рычаг лопатки
с серьгой, 36 — саль-
ник подшипника с ван-
32
27
28
'—JO
JI
<t>9JuU
4/
36
J7
JO
39
4/7
ф12200
42
— 4J
32
33
J4
ной, 37 - направляю-
ир1й подшипник, 38,
43 - крышки турбины
и ниши, 40 - серво-
мотор поворота лопас-
тей, 41 _ съемный сег-
мент камеры рабочего
колеса, 42 — ниша съем-
ного сегмента, 44 —
рабочее колесо
33
Ф1120
36
Ф9957
Рис. 18 Крупная поворотно-лопастная гидротурбина
ПЛ 20/811а-В-1000:
1 — монорельс для электротали, 2 — электроталь, 3 —
масляный трубопровод системы регулирования, 4 — таль
с монорельсом под опорой подпятника, 5 — облицовка
шахты турбины, 6 — опора подпятника, 7 - регулирую-
щее кольцо, 8 — серьга привода лопатки, 9, 24 — серво-
моторы направляющего аппарата и рабочего колеса,
10, 22 - верхнее и
нижнее кольца направ-
ляющего аппарата,
11 — верхнее кольцо
статора турбины, 12 -
крышка турбины,
13 — направляющая
лопатка, 14 - лекаж-
ный агрегат с баком,
15 — вал гидроагре-
гата, 16 — колонна
статора турбины, 77-
штанги вала, 18 — ко-
нус-обтекатель крыш-
ки, опора направляю-
щего подшипника тур-
бины, 19 — камера
сальника направляю-
щего подшипника,
20 — направляющий
подшипник турбины,
21 — приемная труба
откачки воды с кры-
шки, 23 — облицовка
спиральной камеры и
низа статора, 25 —
рабочее колесо тур-
бины, 26 - камера
рабочего колеса, 27 —
лопасть рабочего ко-
леса, 28 — фундамент
гидроагрегата, 29 —
спиральная камера,
30 — облицовка кону-
са отсасывающей тру-
бы, 31 - леса под
рабочим колесом (ста-55
вятся при ремонтах),
32 - конус-днище ра-
бочего колеса, 33 -
кольцевые поручни-
трап для осмотров,эд
34 - закладные тру-
бопроводы, 35 — дом-
краты и талрепы ка-
меры рабочего коле-
са, 36 - лестницы и
площадки обслужива-
ния, 37 — клапан
срыва вакуума, 38 -
подшипник верхней
34
Ф12000
Ф10000
35
Турбина предназначена для непосредственного привода генератора
трехфазного тока мощностью 125 880 кВ • А; предусмотрена возможность
работы в режиме синхронного компенсатора. Управление турбиной осу-
ществляется электрогидравлическим регулятором частоты вращения
ЭГРК-2И1-150-4 с помощью маслонапорной установки МНУ 30/2-40-32-3.
В рассматриваемой турбине многие крупногабаритные детали, особенно
закладные части, поставляются заводом без механической станочной обра-
ботки и обеспечение точности сборки сопрягаемых деталей перенесено в
условия электростанции при монтаже оборудования. В трущихся парах де-
талей турбины взамен традиционно применяющихся бронзы, бронзографита,
лигнофоля и т.д. широко применены полимерные материалы, не требующие
смазки при эксплуатации; они смазываются при монтаже и ремонте.
Поворотно-лопастная гидротурбина (рис. 18) состоит из спиральной
камеры 29, фундамента 28, камеры рабочего колеса 26, отсасывающей
трубы, статора, направляющего аппарата с верхним 10 и нижним 22 коль-
цами, лопатками 13, сервомоторами 9 и регулирующим кольцом 7, рабоче-
го колеса 25, вала 15 со штангами 17, направляющего подшипника 20,
крышки турбины 12 с обтекателем 18 и установленной на крышке опорой
6 подпятника, а также маслоприемника 41. Вал у гидроагрегата — общий
для турбины и генератора.
В монолитном бетоне заложены трубопроводы: воды, питающей на-
правляющий подшипник; для откачки протечек воды с крышки турбины;
для слива масла из рабочего колеса; для подвода воздуха в зону рабочего
колеса; для питания контрольно-измерительных приборов.
Турбина оснащена вспомогательным оборудованием: четырьмя клапа-
нами 37 срыва вакуума ф 400 мм, лекажным агрегатом 14 с баком для сбо-
ра протечек масла и слива их в бак маслонапорной установки, двумя насо-
сами (основным и резервным) для откачки протечек воды с крышки турби-
ны, системой водоснабжения направляющего подшипника, воздушными
трубопроводами с клапанами подачи воздуха в камеру рабочего колеса для
отжатия воды при работе в режиме синхронного компенсатора и др. Турби-
на оборудована монорельсами 1 с талями 2 и 4 в шахте турбины и под
опорой подпятника, съемными инвентарными лесами 31 под рабочее коле-
со и другими приспособлениями, предназначенными для ремонтных работ.
Управление турбиной при ее пуске, работе и останове может произво-
диться автоматически и вручную.
На остановленной турбине лопатки направляющего аппарата закрыты,
лопасти рабочего колеса свернуты и вода на рабочее колесо не поступает.
При пуске под воздействием специального командного устройства подается
силовое масло от маслонапорной установки (МНУ) в сервомоторы напра-
вляющего аппарата и рабочего колеса, которые открывают лопатки и
разворачивают лопасти. Через открытый лопаточный аппарат вода поступает
на рабочее колесо и турбина трогается, разгоняясь до номинальной частоты
вращения. При достижении номинальной частоты вращения гидроагрегат
синхронизируется, включается в сеть и принимает заданную электрическую
нагрузку.
У работающего гидроагрегата система регулирования при изменениях
нагрузки автоматически поддерживает постоянную частоту вращения,
36
увеличивая или уменьшая расход воды через турбину. Работой турбины
можно также управлять вручную. Принципы работы регулирования рас-
сбагриваются далее.
Для останова гидроагрегата автоматическим или ручным воздействием
командного устройства прекращают подачу воды на рабочее колесо, за-
крыв лопатки направляющего аппарата.
Масса гидротурбины ПЛ 20/811а-В-1000 составляет около 1350 т,
регулятора - 2,2 т, МНУ — около 37 т, рабочего колеса - 272 т, вала тур-
бины со штангами — 75 т, направляющего подшипника — 39 т, направляю-
щего аппарата с сервомоторами — 565 т, маслоприемника — около 9 т.
§ 8. Спиральная камера, фундаментные части,
отсасывающая труба, статор, камера рабочего колеса
и шахта гидротурбины
Спиральная камера. Подвод рабочей воды к турбине из верхнего бьефа
ГЭС осуществляется по водоводам через спиральную камеру, которая в
старых конструкциях турбин имела в плане форму спирали Архимеда;
назначение спиральной камеры — равномерное распределение водного
потока по всему периметру гидротурбины. В последних конструкциях
крупных гидротурбин для уменьшения размеров камеры вместо традици-
онной спиральной формы применяют камеру таврового сечения (рис. 19).
Рис. 19. План спиральной
камеры турбины Волжской
ГЭС им. В.И.Ленина:
1 - бычок водовода, 2 -
фундамент турбины, 3 —
статор турбины, 4 — гор- |
ловина отсасывающей тру-
бы и камера рабочего коле-
са, 5 - зуб спиральной
камеры
Спиральная камера рассматриваемой гидротурбины выполнена выго-
родкой в монолитном железобетоне, имеет тавровое сечение и металличе-
скую облицовку 23 (см. рис. 18) в местах возможного размыва водой.
В некоторых конструкциях гидротурбин, в том числе гидротурбин
Волжских ГЭС, из спиральной камеры через фундамент сделаны люки в
нишу съемного сегмента камеры рабочего колеса. Съемный сегмент вдвига-
ется в нишу, обеспечивая возможность ремонта и замены лопастей.
Фундаментные части. Кольцевой фундамент 28 (см. рис. 18) рассмат-
риваемой турбины выполнен из монолитного железобетона и предназначен
Д-Тя восприятия массы гидроагрегата и усилий от рабочей воды, проходя-
щей через гидротурбину.
В верхнюю часть фундамента закладывают плиты для установки ко-
37
лонн статора, верхнего опорного кольца камеры рабочего колеса и нижнего
кольца направляющего аппарата. В нижнюю часть фундамента закладывают
опоры для установки при монтаже и вертикальной выверки камеры рабо-
чего колеса.
Внутренний диаметр кольца фундамента, в котором устанавливается
камера рабочего колеса, значительно больше наружного диаметра камеры.
Кольцевая щель между фундаментом и наружной стенкой камеры рабочего
колеса шириной приблизительно 0,75 м и глубиной 6 м служит для установ-
ки домкратов, талрепов и стержней растяжки камеры; после выверки
камеры рабочего колеса по геометрическим размерам, конфигурации и ее
сварке щель заливают бетоном.
В монолит фундамента заложены трубопроводы 34 для слива маспа
из рабочего колеса, обеспечения водой направляющего подшипника турби-
ны, питания контрольно-измерительных приборов и слива протечек воды
из крышки турбины.
Конструкции фундаментов вертикальных гидроагрегатов в основном
схожи между собой и отличаются закладываемыми в них частями.
Отсасывающая труба. Назначение отсасывающей трубы — отвод воды
от рабочего колеса, увеличение полезного напора турбины созданием
вакуума и изменение направления потока воды, выходящего с рабочего
колеса. Отсасывающая бетонная труба 30 (см. рис. 18) рассматриваемой
турбины выполнена в виде колена (см. рис. 14, б), расширяющегося на вы-
ходе. Верхняя ее горловина, примыкающая к камере рабочего колеса,
имеет металлическую облицовку, через которую сделан лаз для осмотра
и ремонта проточной части турбины.
На некоторых конструкциях гидротурбин, где предусмотрена раз-
борка лопастей без снятия рабочего колеса, через отсасывающую трубу
выводят старые лопасти и доставляют новые.
Статор турбины. Статор турбины служит для восприятия и передачи
на фундамент нагрузок от массы агрегата, бетона, расположенного выше
статора и усилий воды.
Как правило, статоры гидротурбин прежних выпусков имели верхнее
и нижнее кольца, соединенные колоннами; они изготовлялись на заводе
иногда из нескольких частей, которые тщательно состыковывались между
собой болтовыми соединениями и обрабатывались в сборе.
Статор рассматриваемой турбины имеет упрощенную конструкцию
без нижнего кольца, выполнен из листового проката без механической
обработки посадочных и стыкуемых мест на заводе. Он состоит из шести
секторов верхнего кольца и двенадцати отдельных колонн, которые сое-
диняются в единую конструкцию сваркой при монтаже. Колонны опира-
ются непосредственно на фундаментные плиты, выверяются по высоте
клиньями и крепятся к плитам фундамента кронштейнами и планками
сваркой. Нижняя часть статора формируется заодно с облицовкой низа
спиральной камеры из отдельных листов, соединяемых сваркой с колонна-
ми и между собой.
Камера рабочего колеса. В камере помещается рабочее колесо турбины
и происходит преобразование гидравлической энергии воды в механиче-
скую работу вращения турбины.
38
Для уменьшения протечек воды помимо рабочего колеса при различ-
ных углах поворота лопастей камеру в зоне их вращения делают сфериче-
ской. Зазоры между стенкой камеры и наружными кромками лопастей
ле должны превышать на одну сторону 0,002 величины радиуса рабочего
колеса при любом его положении.
Камеры рабочих колес гидротурбин самых ранних выпусков изготов-
лялись из чугуна, а позднее — из стали и растачивались на заводе. Для круп-
ных гидротурбин в последние 20—30 лет камеры изготовлялись из несколь-
ких поясов (по высоте) и частей (по окружности), которые соединялись
между собой обработанными фланцами на болтах и растачивались в собран-
ном виде на заводе. Для защиты от кавитации пояса камеры в зоне вра-
щения лопастей облицовывались или наплавлялись нержавеющей кавита-
ционностойкой сталью.
Камера 26 рабочего колеса, показанная на рис. 18, гидротурбины
изготовлена по упрощенной технологии и состоит из четырех поясов (по
высоте), каждый из которых собирается из восьми частей (по окружности).
К верхнему поясу снаружи присоединяют верхнее опорное кольцо, на ко-
торое устанавливают нижнее кольцо направляющего аппарата. За исключе-
нием верхнего пояса и опорного кольца все детали камеры отштампованы
из двухслойной коррозионно-стойкой стали без механической обработки,
стягиваются установочными болтами и после выверки геометрической фор-
мы камеры домкратами и талрепами свариваются между собой. Для соблю-
дения размеров допускается подрезка листов на одном стыке. На отштам-
пованные детали с бетонируемой стороны камеры приваривают ребра
жесткости.
Верхний пояс камеры и опорное кольцо механически обрабатывают,
соединяют, между собой болтами и после выверки сваривают.
Нижний пояс камеры рабочего колеса, называемый сопрягаемым,
сваривают с облицовкой горловины отсасывающей трубы.
Камеры рабочих колес некоторых конструкций гидротурбин имеют
съемный сегмент в зоне вращения лопастей. Длина съемного сегмента
по окружности чуть больше длины периферийной кромки лопасти. В фун-
даменте имеется ниша, в которую при необходимости выдвигается съем-
ный сегмент. Проход в нишу для разборки и установки крепежных деталей,
Домкратов и талрепов съемного сегмента сделан в фундаменте и закрыва-
ется люком из спиральной камеры. Наличие съемного сегмента позволяет
заменять лопасти без разборки гидроагрегата и выемки рабочего колеса,
заменять несъемные уплотнения лопастей, а также ремонтировать торцы
периферийных кромок лопастей, которые интенсивно разъедаются кавита-
цией.
Шахта турбины. Шахта турбины представляет собой цилиндрическую
поверхность в фундаменте гидрогенератора, через которую проходит
вал гидроагрегата, производится монтаж и при необходимости полная
Разборка турбины; в шахте размещаются некоторые рабочие механизмы
и часть вспомогательного оборудования турбины. Как видно из рис. 18,
Шахта турбины отделена от рабочей воды фундаментным бетоном и заклад-
ными частями, через которые возможна ее фильтрация. Поэтому для ис-
ключения протечек воды шахту, а также проход в нее облицовывают
39
металлическими листами. Эти облицовки поставляет завод-изготовитель
турбины.
Облицовку шахты турбины, изготовленную из двух частей (по высоте)
и восьми секторов по окружности в каждой части, устанавливают при
монтаже на статор турбины и приваривают к нему. В облицовке шахты
имеются ниши для размещения трубопроводов, электропроводки и све-
тильников, а в самой шахте размещены монорельсы с талями для ремонт-
ных работ. Для обслуживания и осмотра рабочих механизмов турбины
имеются площадки и лестницы.
§9. Направляющий аппарат
Направляющий аппарат служит для направления потока воды и регу-
лирования ее расхода через турбину при изменениях мощности гидроагре-
гата, а также для прекращения ее доступа к рабочему колесу при остановах
гидроагрегата.
Направляющий аппарат гидротурбины (см. рис. 18) состоит из нижнего
22 и верхнего 10 колец, лопаток 13 с поворотными рычагами 39 и серьга-
ми 8, регулирующего кольца 7 и сервомоторов 9. Цилиндрический аппарат
имеет 28 лопаток высотой 4300 мм, оси которых расположены концентрич-
но оси гидротурбины.
Все крупногабаритные детали направляющего аппарата выполнены
сварными из стального листового проката. На гидротурбинах такого типа
сварка из листового проката ранее применялась мало, большинство дета-
лей изготовлялось литыми или коваными.
При изменении режима работы или нагрузки агрегата взаимодействие
и работа узлов направляющего аппарата следующие: от импульса системы
регулирования или воздействия вручную рабочее масло под давлением
подается в одну из полостей сервомоторов (на открытие или закрытие);
сервомоторы своими тягами поворачивают в нужном направлении регули-
рующее кольцо, которое через соединенные с ним серьги одновременно
поворачивает все направляющие лопатки (на закрытие или открытие),
и тянет трос обратной связи, выключающий систему регулирования.
Нижнее кольцо направляющего аппарата. Нижнее кольцо 22 изго-
товлено из восьми сварных частей, которые собираются в кольцо обрабо-
танными фланцами на болтах. В кольцо вварено 28 гнезд для втулок ниж-
них цапф направляющих лопаток. В днищах гнезд имеются отверстия для
болтов, которыми нижнее кольцо направляющего аппарата крепится к
верхнему опорному кольцу камеры рабочего колеса.
На заводе у собранного кольца механически обрабатывают посадочные
и примыкающие поверхности. Особенно тщательно растачивают посадочные
поверхности гнезд втулок, выдерживая расстояние (шаг) между их цент-
рами, а также чистоту поверхности и размер посадочного диаметра, учи-
тывая, что максимальный посадочный зазор нижней втулки по гнезду
должен быть 0,08 мм.
При монтаже (и сборке после ремонта) нижнее кольцо тщательно
центруют по струне относительно осевой линии гидроагрегата и крепят
28 болтами.
40
В гнезда запрессованы стальные втулки (подшипники) нижних цапф
направляющих лопаток и закреплены от проворачивания резьбовыми стопо-
рами. Поверхность скольжения втулок покрыта антифрикционным эпо-
ксидным слоем, не требующим постоянной смазки. От попадания абразив-
ных частиц поверхность скольжения втулки защищена резиновой манже-
той, охватывающей цапфу лопатки и прилегающей к стенке втулки.
Нижние кольца направляющего аппарата гидротурбин более ранних
выпусков изготовлялись литыми из чугуна и стали или сварными. Для
защиты от абразивного износа некоторые конструкции имели сменную
стальную облицовку (одежду). Втулки нижних цапф изготовлялись брон-
зовыми или лигнофолевыми, смазывались консистентной смазкой свер-
ху через сквозное осевое сверление в лопатке или для смазки использова-
лась протекающая вода.
Верхнее кольцо направляющего аппарата. Верхние кольца направля-
ющего аппарата по конструкции и внешнему виду большинства реактив-
ных гидротурбин сходны между собой; они отличаются в основном разме-
рами, количеством отверстий для направляющих лопаток, примененными
материалами и способами изготовления.
Верхнее кольцо 10 (см. рис. 18) направляющего аппарата рассматри-
ваемой гидротурбины коробчатого профиля изготовлено из листового
проката из четырех сварных частей, соединяемых в кольцо болтами по
обработанным фланцам и штифтуемых между собой. Кольцо имеет по
периферии наружный фланец, которым оно крепится к необработанному
фланцу верхнего кольца статора турбины, и внутренний фланец, на который
крепится крышка турбины. Через коробчатую конструкцию сделаны 28
J сквозных гнезд для установки верхних подшипников направляющих ло-
i паток.
На собранном верхнем кольце на заводе механически обрабатывают
наружный и внутренний фланцы, нижнюю и верхнюю поверхности. При
расточке гнезд для подшипников точно выдерживают их размер и шаг
по окружности. На наружном фланце сверлят отверстия для крепления
кольца к статору турбины и нарезают в них резьбу для втулок.
Сборку кольца на необработанной опорной поверхности статора произ-
водят по специальной технологии, которая позволяет: установить верхнее
Кольцо направляющего аппарата горизонтально по уровню и высоте для
размещения направляющих лопаток; отцентровать его относительно
оси гидроагрегата; добиться соосности расточек верхних подшипников
лопаток с подшипниками в нижнем кольце аппарата; уплотнить соедине-
ние со статором от протечек воды в шахту турбины.
Верхнее кольцо направляющего аппарата устанавливают на таком рас-
стоянии от нижнего кольца, чтобы уместилось перо направляющей лопат-
ки высотой 4300 мм и был обеспечен суммарный зазор от 3 до 4 мм по его
ТоРЦам при сборке нижнего и верхнего колец и направляющих лопаток.
Конструкция рассматриваемого гидроагрегата такова, что нагрузка
от массы вращающихся частей агрегата с ротором генератора передает-
Ся на статор турбины фланцем верхнего кольца направляющего аппара-
1а ЧеРез подпятник, его опору и крышку турбины. Вследствие недостаточ-
Ной жесткости верхнее кольцо направляющего аппарата несколько проги-
41
бается вниз при полностью собранном гидроагрегате и суммарный торцевой
зазор, по перу лопатки уменьшается до 1,8—2,8 мм (без учета воздействия
гидравлических усилий воды).
Разъем между статором и верхним кольцом направляющего аппарата
уплотнен по фланцу прямоугольной резиной и эпоксидной смолой. Чтобы
эпоксидная смола не схватилась с кольцом направляющего аппарата и не
помешала разборке, фланец при монтаже смазывают снизу специальным
составом. От перемещений фланец крепят шайбами и гайками, навора-
чиваемыми на установочные шпильки.
Корпуса (стаканы) подшипников 38 верхних цапф направляющих
лопаток своими нижними поясками садятся в расточку нижней полки
верхнего кольца с зазором 0,2—0,3 мм и уплотняются по посадочной повер-
хности кольцом из резинового шнура. Верхняя часть корпуса подшипника
посажена в расточке свободно, но его верхний горизонтальный фланец,
закрепляемый на шпильках, заштифтован. На верхнем фланце корпуса
подшипника закреплена опорная планка с нанесенным стеклозпоксидным
антифрикционным слоем, который служит для скольжения поворотного
рычага направляющей лопатки и воспринимает нагрузку от ее массы. В
процессе эксплуатации опорная планка не требует постоянной смазки.
В корпусе подшипника верхняя и средняя втулки цапфы лопатки
посажены с зазором 0,05—0,10 мм. Поверхность скольжения втулок покры-
та антифрикционным эпоксидным слоем и не требует постоянной смазки.
Обе втулки от выпадения и проворачивания закреплены резьбовыми стопо-
рами, а средняя втулка, кроме того, защищена снизу от попадания абразив-
ных частиц и воды резиновым манжетным уплотнением.
Поворотно-лопастные гидротурбины других ГЭС имеют некоторые
конструктивные отличия верхних колец направляющих аппаратов. На
гидротурбинах ранних выпусков верхние кольца изготовляли из чугуна
или стали, далее начали применять сварные стальные конструкции. Как пра-
вило, все посадочные поверхности верхнего кольца механически обрабаты-
вали и поэтому разъемы уплотняли прокладочными материалами. Тол-
щиной прокладки под фланцем верхнего кольца регулировали расстояние
между верхним и нижним кольцами по высоте пера направляющих лопа-
ток, обеспечивая необходимые торцевые зазоры.
Гидротурбины Волжских ГЭС в верхнем к^ьце имеют выемки, служа-
щие для поднятия лопаток при замене или разборке, а также замене втул-
ки нижней цапфы. Выемки для лопаток закрыты съемной облицовкой.
Некоторые конструкции гидротурбин имеют облицовку верхнего кольца
для защиты от износа.
Корпуса подшипников отдельных турбин отлиты из чугуна. Втулки
подшипников лопаток изготовлены из бронзы, чугуна, лигнофоля. В зави-
симости от материала втулок и конструктивных особенностей применяют
консистентную смазку или воду. На гидротурбинах Волжских ГЭС втулки
изготовлены из лигнофоля; средняя втулка смазывается водой, а верхняя-
солидолом от автоматически действующей централизованной смазочной
станции.
Выбранный вид смазки и чистота рабочей воды в турбине определяют
конструкцию и расположение уплотнений подшипников лопаток. Если
42
подшипник смазывается солидолом, то уплотнение располагается внизу
корпуса подшипника; оно защищает от протечек рабочей воды в подшип-
ник и на крышку турбины, а также от попадания солидола в проточную
воду. Если подшипник смазывается проточной рабочей водой, то уплот-
нение ставят в его самой верхней части для уменьшения протечек на крыш-
ку турбины. На некоторых реках вода содержит значительное количество
абразивных и других взвесей, тогда подшипники защищают от рабочей
воды сальниковым уплотнением, а для смазки подают осветленную воду.
Уплотнение в нижней части подшипника может быть поставлено также для
уменьшения количества рабочей воды на смазку и ее протечек на крышку
Турбины.
Направляющие лопатки и их поворотные устройства. Гидротурбина,
показанная на рис. 18, имеет 28 направляющих лопаток 13. Пустотелое
перо (тело) лопатки сварено из листового проката, а кованые цапфы
приварены к перу. Общая высота лопатки около 6,3 м, из которых вы-
сота верхней цапфы 1,8 м, пера 4,3 м и нижней цапфы 0,28 м. Ширина пера
лопатки 1,4 м, максимальное расстояние между соседними полностью
открытыми лопатками в свету 0,94 м. Для уменьшения протечек между
соседними закрытыми лопатками места их прилегания уплотнены рези-
новым шнуром, запрессованным в специальные пазы, сделанные ”на лас-
точкин хвост”. Прилегание лопаток без шнура должно быть хорошим по
всей высоте; допускаются местные зазоры не более 0,5 мм. Торцы пера
лопаток также уплотнены резиновым шнуром, уложенным в пазы на
верхнем и нижнем кольцах направляющего аппарата.
Шейки цапф лопаток, скользящие в подшипниках, облицованы не-
ржавеющей сталью. Цапфы поворачиваются в подшипниках, залитых анти-
фрикционным эпоксидным составом и не требуют постоянной смазки
при эксплуатации.
На верхней чисто проточенной части верхней цапфы ф 360 мм посажен
поворотный рычаг лопатки с зазором 0,09-0,13 мм, нижний торец втулки
которого является опорной и поворотной пятой всей лопатки. Незакреп-
ленный рычаг должен свободно перемещаться по посадочной шейке для
регулирования торцевых зазоров пера лопатки. После регулирования
зазоров рычаг стопорится на цапфе цилиндрической шпонкой ф 80 мм,
разрезанной клином на две части и забиваемой с натягом 0,00—0,02 мм
в отверстие, расточенное с центром на окружности сопряжения рычага
и цапфы.
Сверху на специальную заточку рычага устанавливают поворотную
накладку. Через сквозное отверстие в накладке и рычаге проходит срез-
ной палец ф 80 мм. Срезной палец (рис. 20,а) имеет проточку, по которой
он разрезается от усилия сервомоторов при попадании между лопатками
постороннего предмета. Освободившаяся при срезе пальца лопатка сильно
раскачивается потоком воды. Для ограничения амплитуды ее качания
предусмотрены упоры для рычага: один — на накладке, другой — на верх-
нем кольце направляющего аппарата.
Торцевые зазоры по перу лопатки регулируются болтом в централь-
ном отверстии верхней цапфы лопатки (рис. 21). Головка болта опирает-
ся на упорную тарелку, имеющую снизу выточку под торец цапфы лопатки,
43
/2
10
Рис. 20. Конструкция серьги
привода лопаток направляю-
щего аппарата:
с - со срезным пальцем, б - с
разрывным болтом; 1 - верх-
няя цапфа лопатки, 2 — пово-
ротный рычаг, 3 - разрезная
шпонка, 4 - упорная тарелка,
5 - болт подвески лопатки,
6 - накладка, 7- срезной
палец, 8 - устройство для
изменения длины серьги, 9 —
регулирующее кольцо, 10 - се-
рьга, 11 — разрывной болт,
12 — камень
Рис. 21. Подвешивание попатки
направляющего аппарата для
регулирования торцевых зазо-
ров:
1 — тело (перо) лопатки,
2 - верхняя цапфа, 3 — под-
шипник, 4 - поворотный ры-
чаг, 5 — упорная тарелка,
б — подвесной болт; а — верх-
ний торцевой зазор
44
а кромки тарелки опираются на втулку поворотного рычага. Затягивая
или ослабляя болт, поднимают или опускают лопатку в расточке рычага,.
регулируя верхние и нижние торцевые зазоры по перу лопатки. При регу-
лировании верхний зазор устанавливают 0,3 мм; нижний зазор при собран-
ном только одном направляющем аппарате без крышки турбины и всего
агрегата должен быть 3—4 мм.
На свободном конце накладки рычага имеется отверстие с полимер-
ной втулкой, в которую вставлен палец вилки поворотной серьги 8 (см.
рис. 18); другой конец серьги соединен с проушиной регулирующего
кольца вилкой с пальцем, сидящим также в полимерной втулке. Длина
поворотной серьги может изменяться вращением ее штока в вилках, одна
из которых имеет левую, а другая — правую резьбу. Изменением длины
серьги регулируют одновременность закрытия всех лопаток направляю-
щего аппарата. Полимерные втулки пальцев серьги не требуют постоянной
смазки при эксплуатации.
Гидротурбины других электростанций имеют некоторые отличия
направляющих лопаток и устройств их привода.
Большинство выпущенных ранее турбин имело литые или кованые
направляющие лопатки, облицовка шеек нержавеющей сталью не при-
менялась, что иногда приводило к их интенсивному износу.
В ранних конструкциях турбин применяли призматические клиновые
шпонки рычагов, а в настоящее время — разрезные цилиндрические. В
большинстве случаев установлено по две шпонки на один рычаг. В некото-
рых конструкциях гидротурбин вместо срезного пальца в качестве слабо-
го разрушаемого звена привода лопаток применен разрывной болт (см.,
рис. 20, б).
Поворотные серьги лопаток различают по конструкции и материалу, из
которого изготовлены их втулки (бронза, чугун, лигнофоль). Для втулок
применяют солидол или другую консистентную смазку.
Регулирующее кольцо. Регулирующее кольцо 7, показанное на рис. 18,
изготовлено из листового проката и состоит из двух коробчатых сварных
частей, соединяемых в кольцо болтами. Оно установлено на специальном
посадочном месте крышки турбины. Нижней чисто обработанной поверх-
ностью кольцо при поворотах скользит по 16 горизонтальным опорным
планкам размером 270 х 75 мм, закрепленным потайными винтами на
крышке турбины и залитым стеклоэпоксидным антифрикционным слоем
толщиной около 5 мм (рабочая часть 2 мм). В стеклозпоксидную заливку
входят (по массе): эпоксидная смола ЭД-20—34%, дибутилфталат — 7,4%,
полиэтиленполиамин — 3,2%, кремнеземная ткань — 45,2%, ”фторопласт-4” —
7%, суспензия ’’фторопласта 4Д” — 3,2%. Такой состав заливки применяют
и на других деталях гидротурбины; при этом не требуется постоянная
смазка при эксплуатации.
От радиальных перемещений регулирующее кольцо удерживается
кольцевой стенкой крышки турбины, вокруг которой оно поворачивается.
Вертикальная поверхность скольжения регулирующего кольца чисто обра-
ботана и скользит по 16 вертикальным стальным опорным планкам разме-
ром 270 х 75 мм, залитым стеклоэпоксидным слоем и закрепленным на
стенке крышки потайными винтами. Поверхности крепления и сколь-
45
жения опорных планок проточены по радиусу прилегания (около 3 м).
Верхняя полка регулирующего кольца переходит в наружный фла-
нец, имеющий форму звезды с 28 зубцами, которые являются проушинами
для привода направляющих лопаток. В проушинах расточены отверстия и
запрессованы полимерные втулки.
Ниже верхнего фланца равномерно по наружной окружности регули-
рующего кольца приварены четыре проушины для тяг сервомоторов.
В отверстия проушин также запрессованы полимерные втулки для
пальцев тяг сервомоторов. На верхней полке регулирующего кольца закре-
плена металлическая шкала для определения угла его поворота. Кроме
того, с двух сторон диаметрально приварены два вильчатых захвата, в кото-
рые входят стопоры при полностью закрытом направляющем аппарате.
Сами стопоры закреплены на крышке турбины, на которой установлена
стрелка шкалы.
Регулирующие кольца гидротурбин ранних выпусков изготовляли
литыми из чугуна или стали или сварными, опоры кольца - из чугуна,
бронзы или других материалов, а также стальные шариковые. Для смазки
поверхностей скольжения применяют консистентные смазки или жидкое
масло.
Сервомоторы направляющего аппарата. На гидротурбине, показанной
на рис. 18, установлены четыре прямоосных сервомотора 9 направляющего
аппарата, закрепленные на крышке турбины. Внутренний диаметр цилиндра
сварного сервомотора 450 мм, наружный по фланцам 620 мм, рабочий
ход сервомотора 1505 мм, рабочее давление масла 3,9 МПа.
Сервомотор (рис. 22) представляет собой сварной цилиндр 10 с внут-
ренней расточкой, закрываемый по торцам крышками. К задней крышке
4 присоединен трубопровод 3, подающий масло в полость ”на закрытие”.
В передней крышке 11 имеется центральное отверстие для прохода стакана
Рис. 22. Сервомотор направляющего аппарата;
1, 3 — трубопроводы масла ”на открытие” и ”на закрытие”, 2 — стакан тяги,
4, 11 — задняя и передняя крышки сервомотора, 5 - крышка поршня, 6 — порш-
невое кольцо, 7 - проушины пальца тяги, 8, 15 - пальцы тяги и направляющего
кольца, 9 — поршень сервомотора, 10 - цилиндр, 12 — уплотнение стакана, 13 —
резьбовое устройство регулирования длины тяги, 14 — тяга сервомотора
46
2 с тягой 14 внутри него. К передней крышке также подведен масляный
трубопровод 1 в полость сервомотора ”на открытие”. Внутри цилиндра
ходит поршень сервомотора уплотненный по стенке цилиндра двумя порш-
невыми кольцами. Поршень 9 — разборный, имеет заднюю крышку 5,
крепящуюся на шпильках. К крышке приварены проушины, в которые
вставляется палец 8 шарнирного соединения с тягой сервомотора. Другой
конец тяги соединен с пальцем регулирующего кольца и имеет резьбовое
устройство 13 для регулирования длины тяги и обеспечения одновременнос-
ти действия всех сервомоторов.
К переднему торцу поршня на шпильках прикреплен стальной стакан 2,
внутри которого расположена тяга сервомотора. Стакан проходит через
переднюю крышку сервомотора и уплотняется от протечек по нему масла
из сервомотора двумя резиновыми манжетными уплотнениями 12. Стакан
введен в конструкцию сервомотора потому, что без него одну тягу, прохо-
дящую внутри стакана, невозможно уплотнить: помимо перемещения вдоль
оси сервомотора конец тяги у регулирующего кольца имеет поперечные
перемещения.
При действии сервомотора ”на закрытие” направляющего аппарата тяга
выходит из сервомотора наружу, при ходе ”на открытие” — втягивается
внутрь.
Сервомоторы гидротурбин других ГЭС в большинстве отлиты из
чугуна. По конструктивному исполнению они делятся на прямоосные и
торовые, встречающиеся реже. Сервомоторы некоторых гидротурбин
оборудованы автоматически действующими стопорными устройствами
для удержания направляющего аппарата в закрытом положении.
§10. Рабочее колесо поворотно-лопастной гидротурбины
Рабочее колесо гидротурби-
ны ПЛ 20/811-а-В-1000 (рис. 23)
является основной деталью, пре-
образующей энергию потока во-
ды в механическую и вращаю-
щей ротор генератора. Диаметр
рабочего колеса 10 000 мм, ко-
лесо имеет четыре поворотные
лопасти, изготовленные цельно-
литыми из нержавеющей стали.
Корпус (втулка) рабочего коле-
са отлит заодно с корпусом сер-
вомотора. Цилиндр сервомотора
ис имеет специальной верхней
кРышки, ею является нижний
фланец вала турбины.
Рабочее колесо (рис. 24)
Имеет следующие основные час-
ти: корпус (втулка) 23, лопас-
ти 10 с цапфами 9 и рычагами
Рис. 23. Рабочее колесо гидротурбины
ПЛ 20/811а-В-1000 (внешний вид)
47
поворота 8, конус-обтекатель 16 с встроенным днищем рабочего колеса 18
и механизм поворота лопастей, состоящий из сервомотора 5 со штоком
31, крестовины 19 с проушинами 20 и серьгами 22, соединенными с рыча-
гами поворота лопастей.
Корпус (втулка) рабочего колеса. Корпус рабочего колеса отливают
из углеродистой стали вместе с цилиндром сервомотора. В шаровой части
корпуса расположены четыре отверстия для фланцев цапф лопастей.
48 - .,
Рис. 24. Продолжение. Рабочее колесо гидротурбины
ПЛ 20/811а-В-1000 (в разрезе);
а — разрез, вид сбоку, б — разрезы в плане; 1 — штанги вала,
2 - крышка сервомотора - нижний фланец вала, 3 - конус-
обтекатель крышки турбины, 4 — болт крепления вала, 5 —
цилиндр сервомотора, 6 — уплотнение лопасти, 7 - болт креп-
ления рычага к цапфе, 8 - поворотный рычаг, 9 - цапфа,
10 — лопасть, 11 — болт крепления лопасти,.12. 14 — верхнее
и нижнее закладные кольца крестовины, 13 — люк днища,
15 — кольцевые поручни-трап, 16 - конус-обтекатель, 17 —
втулка днища и уплотнение штока, 18 — днище рабочего коле-
са, 19 - крестовина, 20 — проушина, 21 — уплотнение штока
сервомотора, 22 - серьга, 23 - корпус (втулка) рабочего
колеса, 24 — внутренняя втулка корпуса, 25 - сверление для
спуска масла, 26 - кожух-обтекатель цилиндра сервомотора,
27 - поршневое кольцо, 28 - поршень, 29 - закладное кольцо
поршня, 30 - шпонка фланца вала, 31 - шток сервомотора,
32 — заглушка вала, 33 — цилиндрическая шпонка лопасти,
34 — упоры крестовины
Внутри корпуса рабочего колеса имеется горизонтальная перемычка,
являющаяся днищем сервомотора и переходящая во внутреннюю втулку.
0 внутреннюю втулку вставляются две втулки с полимерным покрытием,
в которых ходит шток сервомотора. В стенках внутренней втулки 24
сДеланы четыре отверстия для цапф лопастей, опирающихся на полимерные
ВтУлки.
49
В отличие от других поворотно-лопастных гидротурбин внутренняя
полость корпуса рабочего колеса рассматриваемой турбины не заполня-
ется маслом и уплотняется от протечек масла и воды.
Лопасти с цапфами и рычагами поворота. Цельнолитые четыре лопас-
ти 10 рассматриваемой гидротурбины выполнены из нержавеющей стали
(см. рис. 24). Длина пера лопасти от фланца до периферийной кромки
около 3 м, ширина в плане по периферийной кромке около 5,8 м. Фланец
лопасти чисто обработан по окружности и является опорной шейкой. От
протечек вода внутрь корпуса фланец защищен уплотнением (рис. 25, а) —
резиновой воротниковой манжетой, прижатой к корпусу рабочего колеса
разъемным кольцом, являющимся одновременно защитным кожухом.
Последний стык манжеты склеивается в кольцо при сборке. Манжету
можно менять без разборки лопасти.
Девятью болтами 11 (см. рис. 24), вворачиваемыми в поворотный
рычаг и свободно проходящими через отверстия фланца цапфы, лопасть
соединяется со своей цапфой. Предварительно рычаг, имеющий форму
фланца с эксцентричным пальцем, надевают на цапфу и притягивают к ее
фланцу вспомогательными болтами. Взаимное расположение лопасти,
цапфы и поворотного рычага фиксируется цилиндрическими шпонками
33 ф 180 мм, которые одновременно воспринимают крутящие усилия
в этом соединении. На торцевой поверхности поворотного рычага, приле-
гающей изнутри к корпусу колеса и передающей центробежные усилия
лопастей, закреплены упорные планки с полимерным покрытием.
На гидротурбинах ГЭС более ранних выпусков имеются цельнолитые
лопасти рабочего колеса, изготовленные из углеродистой стали и облицо-
ванные листами или наплавкой из нержавеющей стали. Ранее также изготов-
ляли экспериментальные сварные пустотелые лопасти для уменьшения
их массы.
Опорами лопастей турбин предыдущих выпусков являются фланец
и шейка цапфы лопасти; фланец самой лопасти как опора нигде ранее не
применялся.
Втулки рабочих колес (корпуса) поворотно-лопастных гидротурбин
предыдущих выпусков заполняли маслом, поэтому особое внимание
уделяли уплотнению фланцев лопастей от протечек масла наружу и попа-
дания воды внутрь корпуса. Рассмотрим некоторые конструкции съемных
и несъемных уплотнений лопастей.
Съемные уплотнения (рис. 25,6) лопастей гидротурбин Волжских
ГЭС, которые при ремонте могут быть заменены без демонтажа лопасти,
имеют следующую конструкцию. На выточку фланца 5 лопасти надевается
стальное цельное кольцо и крепится к фланцу болтами. Кольцо 9 лопасти
по окружности имеет 36 отверстий,в которые вставляются пружины 12.
К кольцу с помощью винтов прикрепляется стальное цельное прижимное
кольцо 8, свободно перемещающееся вдоль винтов крепления; на него
давят пружины 12. На торцевую плоскость прижимного кольца наплавля-
ется слой нержавеющей стали.
В корпусе рабочего колеса 1 к торцевой плоскости выточки упорным
кольцом 13 прижато цельное резиновое или кожаное кольцо 18. Упорное
кольцо состоит из четырех частей. Под действием пружин 12 кольцо 8 при-
50
13
IB-
22
15 3
Рис.
5 до±ю
мая
ID
//
12
20
1
18
27
12
925-
29
5
/fit-
6-
25. Уплотнения лопастей пово-
ротно-лопастной гидротурбины:
а, б и в - съемные, г — несъемное;
1 — корпус (втулка) рабочего колеса,
2 — воротниковая манжета уплотне-
ния, 3 - болт крепления, 4 - при-
жимное кольцо-кожух облицовки,
I 5 — фланец лопасти, 6 — стекло-
эпоксидный слой, 7 - втулка фланца
лопасти, 8 — прижимное кольцо,
9 — кольцо лопасти, 10 - резиновая
или кожаная мембрана, 11 - стяж-
ной винт пружины, 12 - пружина,
13 - упорное кольцо, 14, 15 - внут-
реннее н наружное составные кольца,
16 - лопасть, 17 - уплотнительный
*“нУр, 18 — резиновое или кожаное кольцо уплотнения, 19 — облицовочное кольцо-
ны*^’ ~ бР°нзовая втулка цапфы лопасти, 21,24 — внутреннее и наружное нажим-
кольца, 22 — направляющий штифт, 23 — кольцо втулки рабочего колеса, 25 -
Р Межуточное распорное кольцо, 26 - фланец цапфы лопасти, 27 — кольцевые пру-
жины, 28 - резиновые кольца
51
жимает резиновое кольцо 18 к упорному кольцу 13, благодаря чему созда-
ется необходимое уплотнение.
Для предотвращения протечек масла через зазоры между кольцом
лопасти и прижимным кольцом предусмотрена цельная резиновая или
кожаная мембрана 10, которая крепится с помощью составных разъем-
ных (из шести частей) колец 15 и 14 к прижимному кольцу и кольцу
лопасти.
Уплотнение закрывается облицовочным кольцом 19, состоящим также
из шести частей. При замене резинового или кожаного кольца 18 и мембра-
ны 10, а также пружин 12 перо лопасти не снимают, а отсоединяют и удаля-
ют по частям облицовочное 19 и упорное 13 кольца, предварительно сняв
разрезанное резиновое кольцо, затем отсоединяют по частям внутреннее
15 и наружное 14 кольца и удаляют разрезанную мембрану 10. Прижимное
кольцо не снимают: для замены пружин 12 его перемещают в гнезде.
Сборку производят в обратном порядке. Сначала надевают резиновое
кольцо и мембрану, протягивая их через перо лопасти. При применении
кожаных колец их склеивают на месте. Можно склеивать и резиновые
кольца, добиваясь на стыке одинаковой толщины резины со всем целико-
вым кольцом.
Харьковским турбогенераторным заводом разработана конструкция
уплотнений лопастей, показанная на рис. 25, в. Это уплотнение установле-
но (взамен уплотнения, показанного на рис. 25, 6) на гидротурбинах Пав-
ловской ГЭС. Основным его достоинством является то, что поверхность
трения А при уплотнении невелика, уплотняющие манжеты трутся по
поворачивающейся поверхности лопасти торцевыми кромками, что умень-
шает возможность повреждений манжет. Так как уплотнение имеет не од-
ну, а восемь манжет, увеличивается его надежность и долговечность, что
позволяет почти полностью ликвидировать протечки масла из втулки и
попадания в нее воды.
Уплотнение имеет следующую конструкцию. На фланце 5 лопасти
болтами закреплено кольцо 9, уплотненное от протечек резиновым шну-
ром 77. На втулке рабочего колеса установлено кольцо 23 втулки, уплот-
ненное резиновым шнуром 17. Между подвижным кольцом 9 и неподвиж-
ным 23 образуется узкая щель, которая уплотняется манжетами 18. Ман-
жеты изнутри подпираются внутренним нажимным кольцом 27, прижима-
емым пружинами 72; в направлении оси лопасти кольцо 27 может пере-
мещаться, сжимая пружины. Снаружи манжеты плотно поджаты кольцом
24, установленным неподвижно. Между двумя группами манжет установле-
но промежуточное профильное распорное кольцо 25, состоящее из трех
частей. Манжеты, поджимаемые кольцами 24 и 21, плотно прижимаются к
поверхности А и внутренней поверхности кольца 23, ликвидируя протечки-
При замене манжеты, растягивая, надевают через перо лопасти.
; Применяемое в некоторых конструкциях турбин несъемное уплотне-
: ние, для замены которого необходимо снять лопасть, показано на рис. 25,г.
Конус-обтекатель с днищем рабочего колеса. Конус-обтекатель 32
(см. рис. 18) рабочего колеса сварен из листового проката и крепится к
’ корпусу рабочего колеса болтами. Внутри конуса на шпильках закреплено
сварное днище 18 (см. рис. 24), имеющее для прохода во втулку четыре
52
люка 13, закрываемых крышками, и клапан для слива воды. В
центральной части днища сделано отверстие с вставной втулкой 17 для
прохода конца штока сервомотора ф 500 мм. Вставная втулка по поверх-
ности скольжения штока покрыта полимерным составом и имеет сверху
и снизу две уплотнительные манжеты. К внутренней поверхности конуса
приварено четыре кольцевых поручня 75, которые используют как лестни-
цу, а также для настила подмостей при ремонтах.
На гидротурбинах других выпусков днище корпуса рабочего колеса
удерживает масло, поэтому в большинстве случаев оно не совмещается
с конусом, а изготовляется отдельно.
Механизм поворота лопастей (см. рис. 24) гидротурбины состоит из
сервомотора 5 с поршнем 28 и штоком 31, крестовины 19, четырех про-
ушин 20 и четырех серег 22, соединенных с пальцами поворотных рычагов
8 лопастей.
Механизм поворота лопастей работает под давлением 3,9 МПа
(40 кГс/см2)от масла, подаваемого из системы регулирования через штан-
ги 1 вала и сверления в штоке и поршне сервомотора в полости ’’над пор-
шнем” (”на закрытие”) или ’’под поршнем” (”на открытие”). Поршень
со штоком, перемещаясь под воздействием масла, передвигает в том же
направлении закрепленную на штоке крестовину с проушинами, которые
через шарнирно соединенные с ними серьги и пальцы поворотных рычагов
разворачивают лопасти на заданный системой регулирования угол. Вместе
со штоком сервомотора перемещаются прикрепленные к нему штанги вала
и тросом обратной связи, соединенным с верхним концом штанг, выклю-
чается действие системы регулирования.
Сервомотор. Цилиндр 5 сервомотора отлит вместе с корпусом рабочего
колеса. В нем ходит поршень 28, уплотненный двумя поршневыми кольца-
ми 27 от протечек масла из полости в полость. В нижней части цилиндра
имеется сверление 25 наружу для спуска масла при ремонте.
Поршень сервомотора сидит на штоке, упираясь в его заплечик, и
сверху закреплен разъемным закладным кольцом 29. Днище цилиндра
сервомотора отлито вместе с втулкой рабочего колеса, а крышкой являет-
ся развитой нижний фланец вала гидротурбины, соединенный с корпусом
болтами. Внутреннее сверление вала закрыто заглушкой, в центре которой
имеется отверстие с втулкой, покрытой полимерным составом. В этом
отверстии ходит верхний конец штока сервомотора, на торце которого
закреплены перемещающиеся со штоком штанги подачи масла.
Средняя часть штока ходит во внутренней втулке рабочего колеса,
имеющей два пояса скольжения, покрытых полимерным слоем. На выходе
из этой втулки шток имеет уплотнение 27 с пятью манжетами — три манже-
ТЬ1 от протечек масла и две от попадания воды. На нижней части штока,
облицованной нержавеющей сталью, сидит крестовина, закрепленная сверху
и снизу закладными кольцами. Самый нижний конец штока, облицованный
НеРЖавеющей сталью, проходит наружу через уплотненное отверстие в дни-
Ще рабочего колеса и омывается водой.
Крестовина и шарнирная передача. Сварная крестовина 19 имеет два
выступа, которые ходят в вертикальных пазах между упорами 34, закре-
пленными изнутри на корпусе рабочего колеса. Эти выступы не дают крес-
53
1
товине поворачиваться в горизонтальной плоскости от горизонтальных
составляющих усилий сервомотора.
В крестовине гайками закреплены четыре кованые проушины 20,соеди-
ненные с помощью ступенчатых пальцев и втулок с серьгами 22, которые
другими своими отверстиями одеты на пальцы поворотных рычагов ло-
пастей.
Конструкции рабочих колес поворотно-лопастных гидротурбин прин-
ципиально схожи между собой, однако есть помимо отмеченных выше
некоторые отличия как в конструктивном исполнении, так и в применяе-
мых материалах. Так, на некоторых гидротурбинах цилиндры сервомото-
ров изготовлены отдельно, соединены с корпусом рабочего колеса болтами
и имеют шпонки по разъему для восприятия скручивающих усилий. Крыш-
ки сервомоторов также изготовляют отдельно от фланцев валов.
Число лопастей рабочего колеса определяется расчетом при проектиро-
вании и в большинстве случаев бывает от четырех до семи.
Механизм поворота лопастей иногда имеет отдельные проушины, а
иногда пальцы серег закрепляются непосредственно в крестовине. Есть
и иные конструкции механизма поворота. В трущихся парах чаще всего
применяют бронзовые втулки.
§11. Вал гидротурбины и штанги вала
Вал 15 (см. рис. 18) гидротурбины является общим для всего гидро-
агрегата, у генератора собственный вал отсутствует.
Гидроагрегаты прежних выпусков имели отдельные валы гидротур-
бины и гидрогенератора; иногда при большой высоте агрегатов применя-
лись конструкции с третьим, промежуточным валом, устанавливаемым
между валами турбины и генератора.
Вал гидроагрегата (рис. 26) предназначен для передачи крутящего мо-
мента от рабочего колеса турбины ротору генератора. Он выполнен свар-
но-кованым, трубчатого сечения, длиной 11 529 мм, наружным ф 1400
и внутренним 1120 мм. В зоне направляющего подшипника вал имеет
рубашку б из нержавеющей стали ф 1520 мм. Зона сальникового уплотнения
облицована нержавеющей сталью (рубашка 4) ф 1455 мм и имеет поясок
5 ф 1465 мм, который при подъеме ротора гидроагрегата на тормозах
запирает резиновое кольцо ванны уплотнения от протечек воды.
Во внутреннем сверлении вала сверху имеется выточка 2 длиной
600 мм ф ИЗО мм, которую используют для сборки и разборки щтанг.
В выточке ходит верхняя направляющая крестовина штанг вала. В нижней
части внутреннего сверления вала расточен поясок ф 1140 мм для посад-
ки заглушки 10 вала.
Верхний фланец 1 вала ф 2070 мм соединен двадцатью призонными
болтами 12 М 140 х 4 со ступицей ротора генератора, в выточку которой
он садится своим центрирующим выступом; припасованное тело болта
12 ф 145 мм посажено в совмещенных отверстиях фланца вала и ступицы
генератора с зазором 0,14—0,17 мм. Усилие затяжки гаек болтов 176 МПа
(1800 кГс/см2), чему при длине болта 650 мм соответствует его удлине-
ние на 0,55 мм.
54
Рис. 26. Вал гидроагрегата:
1,7 - верхний и нижний фланцы, 2,11 -
выточки для верхней крестовины штанг
и монтажного закладного кольца, 3 —
вал, 4, 6 - рубашки вала под уплотне-
ние и подшипник, 5 - поясок, 8, 10 —
заглушки болта и вала, 9 — болт креп-
ления рабочего колеса, 12 - болт креп-
ления к ступице генератора, 13 — сту-
пица генератора, 14 - выгородка для
штанг, 15 - надставка вала
Рис. 27. Штанги вала:
1, 2 - наружная и внутренняя трубы,
3 - полость между внутренней и наруж-
ной трубами, 4, 7, 10 - нижняя, средняя
и верхняя части штанг, 5 - фланцы,
б, 8 - нижняя и верхняя крестовины,
9 - бронзовая накладка, 11 - надставка
штанг, 12 — вал гидроагрегата
На верхний торец вала фланцем, уплотненным резиновым шнуром,
закреплена трубчатая выгородка 14 ф 905 мм, длиной 1865 мм, гфоходя-
Щая внутри ступицы ротора генератора. Верхним фланцем, также’ уплот-
ненным по разъему шнуром, выгородка соединена с надставкой 15 вала.
“Ыгородка, как и внутреннее сверление вала, при работе агрегата заполне-
На маслом, и протечки из нее не допускаются.
55
Нижний фланец 7 вала, являющийся одновременно крышкой сер-
вомотора, имеет наружный ф 2970 мм, присоединен к корпусу рабочего
колеса 24 болтами 9 М 150 х 4 и садится в выточку сервомотора
своим центрирующим выступом. Усилие затяжки болтов 9 — 157 МПа.
(1600 кГс/см2), что соответствует повороту болта на 36° от нуле-
вого затяга. Для передачи крутящего момента по разъему фланца
вала и рабочего колеса установлено 12 цилиндрических шпонок
30 (см. рис. 24) ф 100 мм. Головки болтов 9 (см. рис. 26) закрыты заглуш-
ками 8 от разъедания абразивными частицами и водой. Внутри: вала уста-
новлены штанги 17 (см. рис. 18), служащие для подачи рабочего масла в
сервомотор рабочего колеса и слива отработавшего масла.
Штанги вала (рис. 27) рассматриваемой гидротурбины представляют
собой конструкцию ’’труба в трубе” общей длиной около 15 м, состоящую
по высоте из трех частей, каждая около 5 м, соединенных фланцами на
болтах. Фланцы уплотнены резиновым шнуром и в промежутке между
трубами имеют вырезы для протока масла.
В длину вала гидроагрегата помещены две нижние части штанг, а третья
верхняя ходит внутри и выше ротора генератора. Движение штанг внутри
вала направляется двумя шестиугольными крестовинами 6 и 8, закреплен-
ными на средней части штанг. На лучах крестовин установлены бронзовые
планки 9 скольжения по внутренней поверхности вала. Верхняя крестовина
ходит в выточке 2 вала (см. рис. 26) и опирается на ее нижний заплечик
при соединении штанг со штоком сервомотора. Верхняя часть штанг
ходит в маслоприемнике; к ней же прикреплен трос обратной связи.
По внутренней трубе 2 штанг (см. рис. 27) масло подается в полость
сервомотора под поршнем ”на открытие” и по ней сливается; по полости
3 между внутренней и внешней 1 трубами масло подается в полость над
поршнем ”на закрытие” и сливается.
На гидротурбинах более ранних выпусков валы изготовлены коваными
с одинаковым, как правило, наружным диаметром верхнего и нижнего флан-
цев. К большому недостатку старых конструкций валов с водяной смазкой
следует отнести отсутствие в зоне направляющего подшипника и сальни-
кового уплотнения рубашки из нержавеющей стали, а также одинаковый
диаметр вала в этих зонах, что при износе шейки подшипника не позволя-.
ет установить в нем нормальный зазор (см. §40).
Конструкции штанг вала различных гидротурбин в основном сходны
между собой.
§ 12. Крышка турбины
Крышка 12 (см. рис. 18) гидротурбины служит для закрытия камеры
рабочего колеса и отгораживания шахты турбины от воды. Кроме того,
нижняя омываемая водой часть крышки формирует проточную часть
турбины и направляет поток рабочей воды, а верхняя выходящая в шахту
часть является местом размещения и опорой направляющего подшипника
турбины, регулирующего кольца и сервомоторов направляющего аппарата,
опоры подпятника, вспомогательных механизмов и трубопроводов, площа-
док и лестниц для обслуживания.
56
Крышка рассматриваемой гидротурбины сварена из листового проката
я состоит из четырех частей, соединяемых по вертикальным разъемам
болтами в кольцо. Своим наружным фланцем, уплотненным резиновым
шнуром, крышка крепится к внутреннему фланцу верхнего кольца направ-
ляющего аппарата. К нижней центральной части крышки по горизонталь-
ному разъему болтами присоединена ее конусная часть, своей нижней
юбкой охватывающая верх корпуса рабочего колеса. В конусной части
крышки устроено место для установки направляющего подшипника турби-
иы, а на ее днище сливаются протечки воды, откачиваемые затем дренаж-
ными средствами.
Средняя часть крышки поднята в виде кольцевого короба; вокруг
его наружной стенки поворачивается регулирующее кольцо, а на верхнюю
полку поставлена и закреплена сварная опора подпятника 6 из двух частей,
собираемая болтами по вертикальному разъему. Под верхней несущей
площадкой опоры подпятника смонтирован монорельс с талями для ремон-
тных работ.
На крышке турбины имеются четыре отверстия с горловинами для
установки клапанов срыва вакуума и лаз с крышкой ф 600 мм для прохо-
да в проточную часть турбины при ремонтных работах. К крышке приваре-
ны также четыре горизонтальные площадки, к которым крепятся серво-
моторы направляющего аппарата. У разъема с конусной частью крышки
сварена площадка для установки лекажного агрегата и его бака для сбора
протечек масла.
Крышки гидротурбин различных выпусков в основном сходны между
собой, однако есть некоторые различия в конфигурации, применяемых
материалах и способах изготовления. Самые ранние выпуски гидротурбин
имеют крышки, отлитые из чугуна; есть крышки, отлитые из стали. Все
последние выпуски гидротурбин снабжены сварными крышками. Кроме
того, имеются конструкции гидротурбин, в которых крышки объединены
в одну деталь с верхним кольцом направляющего аппарата.
На гидроагрегатах старых выпусков подпятник опирается на верхнюю
или нижнюю крестовину генератора. Впервые конструкция гидроагрегата
с опорой подпятника на крышку турбины применена для гидроагрегатов
Волжских ГЭС и затем получила довольно широкое распространение. Это
конструктивное решение значительно сокращает высоту гидроагрегата,
однако создает большие неудобства для ремонтных работ и увеличивает
их трудоемкость.
§ 13. Направляющий подшипник и уплотнение вала
гидротурбины
Направляющий подшипник 20 (см. рис. 18) гидротурбины предназна-
чен для фиксации вала в заданном положении и восприятия радиальных
Нагрузок, возникающих от механических, гидравлических и электрических
Усилий на ротор агрегата, в том числе от остаточного или возникающего
Небаланса.
и На гидротурбинах применяют направляющие подшипники с водяной
масляной смазкой. На подшипниках с масляной смазкой поверхность
57
7//Ж
с1сольжения залита баббитом, а для смазки используют жидкое турбинное
масло или консистентные смазки. У подшипников с водяной смазкой
поверхность скольжения покрыта резиной, лингофолем (древесным плас-
тиком) или в самых ранних конструкциях — бакаутом.
Подшипники с водяной смазкой сверху оборудуют камерой саль-
никового уплотнения 19, защищающего от протечек воды по валу в шахту
•турбины. На гидротурбинах, имеющих подшипники с масляной смазкой,
уплотнение вала представляет собой отдельный узел, размещенный ниже
подшипника.
Направляющий подшипник (рис. 28) рассматриваемой гидротурбины
имеет обрезиненный вкладыш 10 и работает на водяной смазке. Корпус
8 подшипника сварен из стального листового проката, состоит из двух
частей, соединяемых болтами по вертикальному разъему, уплотняемому
суриком или белилами Внутри корпуса болтами крепится вкладыш 10,
состоящий из восьми секторов, облицованных вулканизированной резиной.
Внутренний диаметр поверхности скольжения 1520 мм, высота обрези-
ненного вкладыша 840 мм. Между секторами вкладыша и корпусом под-
шипника по поверхности прилегания устанавливаются металлические прок-
ладки 9, которыми регулируется зазор между подшипником и валом.
При установке в обтекатель крышки турбины корпус подшипника
расцентровывается относительно вала четырьмя парами клиньев 7, забива-
емыми между фланцами корпуса и обтекателя крышки и прихватывае-
мыми сваркой. Нижний фланец 11 корпуса подшипника, уплотненный от
протечек воды резиновым шнуром, крепится шпильками к специальному
фланцу 12 обтекателя.
На верхний фланец подшипника установлен сварной (из четырех час-
тей) разъемный корпус 6 ванны уплотнения. Ванна по высоте разделена
внутренней перегородкой - фланцем на две части - нижнюю камеру смаз-
ки 15 и верхнюю 16 для сбора протечек воды. На этой перегородке собира-
ется воротниковое сальниковое уплотнение4,показанное, также на рис. 29.
Сальниковое уплотнение состоит из нижнего резинового кольца 7
толщиной 15—16 мм, установленного вокруг вала турбины с зазором
около 2 мм на сторону. Это кольцо служит уплотнением вала от протечек
воды на остановленном и поднятом на тормозах гидроагрегате, когда за-
зор закрывается снизу входящим в него специальным пояском 9 на валу.
Резиновое кольцо закреплено первым (нижним) металлическим прижим-
ным кольцом 6, на которое сверху установлена первая воротниковая
манжета 3 уплотнения. Эта манжета прижата вторым (средним) кольцом
являющимся основанием второй воротниковой манжеты 3. Во второе
прижимное кольцо ввернута трубка 12 для подвода воды на охлаждение
и смазку воротниковых манжет. Вторая манжета сверху прижата третьим
(верхним) прижимным кольцом 2. Протечки воды через сальник сливают-
ся в верхнюю часть ванны, а из нее по выгородке 14 (см. рис. 28) и трубке
J в крышку турбины (обтекатель).
Вода в камеру смазки подшипника и на охлаждение сальника подается
по трубопроводу из спиральной камеры. Из камеры смазки по 16
Канавкам обрезиненного вкладыша вода поступает в подшипник
и> захватывая» валом, образует смазочную пленку. Давление воды в ка-
59
Рис. 29. Воротниковое сальниковое уплотнение вала гадротурбины ПЛ 20/811а-
В-1000:
1 ~ вал турбины, 2, 5, 6 — верхнее^ среднее и нижнее прижимные кольца,
3 — воротниковая резиновая манжета, 4 сборочная крепежная шпилька,
7 — резиновое кольцо, 8 — внутренний фланец-перегородка ванны, 9 — уплот-
нительный поясок вала, 10 - корпус ванны, 11 - уплотнение трубки, 12 -
трубка для подвода воды на смазку и охлаждение
мере смазки и под подшипником контролируется манометрами. В камерах
смазки и протечек ванны установлены датчики уровня воды 5. Корпус
ванны закрыт сверху крышкой из оргстекла, а на фланце корпуса уста-
новлены стойки кольцевого поручня для ограждения вала.
Конструкции направляющих подшипников различных гидротурбин
сходны между собой в том, что они охватывают вал кольцом. Однако
они различаются применяемыми материалами и отдельными конструкти-
вными деталями. Корпуса подшипников изготовляли литыми из чугуна.
Некоторые подшипники с водяной смазкой имеют вставной чугунный
вкладыш, в котором либо закреплены обрезиненные стальные сегменты,
либо набрана лигнофолевая клепка. Различные способы крепления под-
шипников на посадочном месте подробно рассмотрены в § 45. Также раз-
личаются конструкции сальниковых уплотнений вала (см. § 46).
Баббитовые подшипники с жидкой смазкой обычно имеют верхнюю
и нижнюю ванны. Масло из верхней ванны поступает на смазку подшипника
и собирается в нижней ванне, откуда снова перекачивается в верхнюю.
Перекачка масла в ранних конструкциях производилась масляным на-
сосом, приводимым в движение от вала турбины. В более поздних кон-
струкциях нижняя ванна закреплена на валу и вращается вместе с ним, а
перекачка масла осуществляется скоростным напором через опущенные
в ванну неподвижные изогнутые навстречу движению трубки, концы кото-
рых выведены в верхнюю ванну.
§14. Маслоприемник
Маслоприемник 41 (см. рис. 18) служит для подвода масла под давле-
нием по трубопроводам из системы регулирования через штанги к серво-
мотору рабочего колеса и слива отработавшего масла из сервомотор^, а
60
таКже Для слива протечек масла из внутренней полости вала турбины
в сливной бак маслонапорной установки. Кроме того, маслоприемник
служит для передачи хода штанг канату обратной связи, выключающе-
му действие золотника системы регулирования.
Маслоприемники различных гидротурбин сходны по конструкции;
они в основном отлиты из чугуна.
Стальной сварной маслоприемник (рис. 30) рассматриваемой гидро-
уурбины состоит из основания 6, корпуса 5 и сферы - крышки 3. Основа-
ние является опорой маслоприемника, крепится к верхней крестовине
генератора и служит сливной ванной маслоприемника, соединенной трубой
с баком маслонапорной установки.
Рис. 30. Маслоприемник:
1 - внутренняя труба штанг, 2 — привод троса обратной связи, 3 — сфера-крышка
маслоприемника, 4 - крышка корпуса, 5 - корпус, 6 - основание, 7 — лабиринтное
уплотнение, 8 - верхняя крестовина генератора, 9 - надставка вала гидроагрегата,
Ю - наружная труба штанг, 11 — маслоотражатель, 12 - сливная труба масла, 13 -
напорная масляная труба, 14 — трос обратной связи
Внутренняя горловина основания, имеющая две кольцевые вертикаль-
ные стенки, образует лабиринтное уплотнение 7 с двумя козырьками
маслоотражателя 11. Маслоотражатель закреплен на торце надставки вала
гидроагрегата и через него переливаются протечки масла из полости вала
Между его внутренней поверхностью и наружной штангой.
Корпус маслоприемника прикреплен к его основанию. Внутренняя
часть корпуса сделана в виде глухой втулки, разделенной на две напорные
камеры, которые масляными трубами соединены с золотником рабочего
колеса системы регулирования. В этой втулке вращаются и перемещаются
верхние концы внутренней и наружной труб штанг. Поверхность скольже-
Ния втулки залита антифрикционным эпоксидным составом. Корпус и
61
основание маслоприемника закрыты сверху крышкой-сферой. От воз-
действия на вал гидроагрегата и на другие детали блуждающих злектро-
токов основание маслоприемника и присоединенные трубопроводы защи-
щены изолирующими прокладками и втулками.
§ 15. Некоторые разновидности конструкций осевых
турбин и компоновок их гидроагрегатов.
Диагональные гидротурбины
Осевые (поворотно-лопастные и пропеллерные) гидротурбины доволь-
но широко распространены в общем парке гидротурбин Советского Союза.
Разработаны некоторые нетиповые конструкции поворотно-лопастных
гидротурбин и компоновок их гидроагрегатов с целью повышения кпд,
уменьшения массы, габаритов и др.
Двухперовые поворотно-лопастные гидротурбины, рабочее колесо
с валом которых показано на рис. 31, установлены на Уч-Курганской,
Серебрянской и Капчагайской ГЭС. Турбина Уч-Курганской ГЭС мощ-
ностью 52 100 кВт имеет диаметр рабочего колеса 5 м, частоту вращения
115,4 об/мин и работает при напорах воды от 18 до 36 м. Преимущества
згой турбины, изготовленной Ленинградским металлическим заводом
им. XXII съезда КПСС, заключаются в том, что она имеет более высокий
кпд и уменьшенную втулку рабочего колеса по сравнению с обычными
поворотно-лопастными турбинами таких же габаритов; зто позволяет
снимать с нее большую мощность.
Рабочее колесо турбины имеет четыре фланца, каждый из которых
отлит вместе с двумя лопастями. Изготовление и обработка лопастей
несколько дороже обычных, однако затраты оправдываются увеличением
мощности турбины.
На Серебрянской и Капчагайской ГЭС установлены более мощные
турбины подобной конструкции. Для Волжской ГЭС им. XXII съезда
КПСС одна из гидротурбин разработана с целью проверки возможности
уменьшения массы рабочего колеса и других узлов по сравнению с серий-
ными гидроагрегатами. В отличие от серийных зта турбина имеет меньший
диаметр сервомотора рабочего колеса за счет увеличения рабочего давле-
ния масла до 3,9 МПа (40 кгс/см2). В серийных турбинах давление маслЗ
составляет 2,45 МПа (25 кгс/см2). Цапфы лопастей поворачиваются не в
бронзовых втулках, а в роликовых подшипниках; лопасти сделаны не
цельнолитыми, а сварными, полыми внутри. Все это позволило снизить
массу гидротурбины до 250 т, в то время как масса серийной турбины
420 т.
Поворотно-лопастные турбины позволяют с наибольшей выгодой
использовать низкие напоры равнинных рек. При создании небольших
напоров уменьшаются высота и протяженность плотин, других сопутствую-
щих сооружений гидроузлов, а при образовании водохранилищ уменьшает-
ся зона затопления удобных для использования плодородных земель.
В низконапорных ГЭС особое значение имеет максимальное использо-
вание располагаемого напора, т.е. уменьшение его потерь. Повороты потока
воды в проточном тракте вертикальных гидротурбин, их подводящих и
62
отводящих водоводах вызывают ощутимые потери. Для снижения потерь
и спрямления потока все большее распространение получает горизонталь-
ная компоновка, которая раньше применялась только для маломощных
гидроагрегатов. Опытная горизонтальная поворотно-лопастная гидротур-
бина мощностью 21 000 кВт установлена на Камской ГЭС.
Несмотря на то что горизонтальная компоновка гидроагрегата умень-
шает повороты потока воды, она все же не исключает их полностью. С
целью исключения поворотов потока разрабатывались конструкции прямо-
точных гидроагрегатов, в частности для Ортачальской ГЭС, в которых
поток проходил прямо через гидроагрегат. Обод ротора генератора у таких
гидроагрегатов располагался по периферии лопастей. Несмотря на преи-
мущества этих агрегатов (высокий кпд и возможность размещения турби-
ны внутри трубы, расположенной прямо в теле водосливной плотины),
они не получили большого распространения в связи с целым рядом техни-
ческих трудностей, одна из которых — сложность уплотнения ротора гене-
ратора от протечек воды.
За рубежом и в Советском Союзе большое распространение получают
полупрямоточные горизонтальные капсульные и шахтные гидроагрегаты
с поворотно-лопастными турбинами. В капсульных гидроагрегатах гене-
ратор заключен в омываемую со всех сторон металлическую капсулу буль-
бовой, торпедообразной, грушевидной или другой формы. Капсульные ги-
дроагрегаты (рис. 32) установлены на Киевской ГЭС.
В шахтных гидроагрегатах генератор помещен в полую вертикальную
шахту-бычок, омываемую водой с двух сторон. Различают две компоновки
этих гидроагрегатов: верховую, если генератор по потоку воды расположен
перед турбиной, и низовую, если генератор расположен за турбиной.
Горизонтальные гидроагрегаты, особенно капсульные и шахтные,
уменьшают высоту сооружений ГЭС и могут быть расположены в одном
совмещенном сооружении здания ГЭС с водосливной плотиной. Удешев-
ляя стоимость строительства ГЭС, такая компоновка значительно ухуд-
шает условия ремонтного обслуживания.
Поворотно-лопастная гидротурбина специальной конструкции исполь-
зована в капсульном гидроагрегате Кислогубской ПЭС.
Пропеллерные гидротурбины отличаются от поворотно-
лопастных тем, что их лопасти закреплены неподвижно на втулке рабочего
колеса. Поэтому для такой турбины не нужны многие механизмы, имеющи-
еся у поворотно-лопастной гидротурбины: отсутствует вся система поворота
и управления лопастями рабочего колеса; нет маслопроводов; упрощает-
ся схема регулирования. По сравнению с поворотно-лопастными пропел-
лерные турбины намного легче и проще монтировать, обслуживать и ре-
монтировать.
В большинстве случаев пропеллерные гидротурбины устанавливают
на злекростанциях небольшой мощности. Их конструкция несколько
упрощена, для них часто используют клиноременные и шестеренчатые
передачи от турбины к генератору вместо болтового соединения их валов;
они большей частью оборудуются ручным регулированием, а при автомати-
ческом регулировании колонка регулятора совмещается с маслонапорной
установкой. Однако в последнее время их используют при значительных га-
64
баритах и мощностях для работы в постоянном режиме. Так, на Днепро-
гэс-11 установлены пропеллерные турбины мощностью 103,5 МВт с диа-
метром рабочего колеса 5 м.
Диагональные гидротурбины, разработанные в Советс-
ком Союзе проф. Квятковским и за рубежом инж. Диарицем, - совершен-
но новые типы турбин. Диагональная турбина (рис. 33) является проме-
жуточной между поворотно-лопастной и радиально-осевой. В ней сочетают-
Рис. 33. Схема диагональной турбины:
1 — спиральная камера, 2 — статор, 3 — направляющий аппарат, 4 — рабочее
колесо, 5 — лопасти рабочего колеса
ся хорошие качества поворотно-лопастной турбины, сохраняющей высокий
кцд при всех режимах работы, с хорошими кавитационными свойствами
радиально-осевой турбины. Но диагональная турбина сложнее в изготовле-
нии, монтаже, эксплуатации и ремонте. На Зейской ГЭС применяют диа-
гональные турбины с диаметром рабочего колеса 6 м, мощностью 1290 МВт
при напоре 78,5 м.
§ 16. Общие сведения о радиальио-осевой гидротурбине
Радиально-осевые гидротурбины широко применяют на ГЭС, так как по
сравнению с поворотно-лопастными гидротурбинами они менее сложны
по конструкции, проще в монтаже и в эксплуатации. Современные мощные
радиально-осевые гидротурбины выполняют вертикальными, однако име-
ются примеры их горизонтального исполнения.
65
Рассмотрим на примере изготовленной Ленинградским металлическим
заводом им. XXII съезда КПСС турбины Красноярской ГЭС устройство
радиально-осевой гидротурбины. Технические данные ее приведены ниже.
Тип ...........................................РО115/697а-В-750
Диаметр рабочего колеса, мм............................... 7500
Число лопастей рабочего колеса, шт...........................14
Максимальный напор, м вод. ст.............................100,5
Расчетный напор, м вод. ст...................................93
Минимальный напор, м вод. ст.................................76
Мощность при напорах от 93 до 100,5 м вод. ст., кВт.......508 000
Максимальный расход через турбину, мэ/с.....................600
Максимальный кпд, %..........................................94
Нормальная частота вращения турбины, об/мин................93,8
Угонная частота вращения турбины, об/мин, не более..........180
Высота отсасывания при мощности 508 000 кВт, м вод. ст.:
при напоре 93 м вод. ст..................................2,8
при напоре 100,5 м вод. ст...............................3,5
Общая масса турбины, т.....................................1350
Масса рабочего колеса с валом, т............................340
Вращение турбины правое, по часовой стрелке, если смотреть со стороны
генератора
Основными элементами радиально-осевой вертикальной гидротурбины
(рис. 34) являются закладные части, заливаемые бетоном, и рабочие меха-
низмы. К закладным частям относятся отсасывающая труба 3 с облицовкой
ее конуса, фундаментные части (статор 20 и фундаментное кольцо 2, спи-
ральная камера 4), облицовка шахты 10 турбины, а также закладные трубо-
проводы различного назначения.
К рабочим механизмам относятся рабочее колесо 1, вал 13 агрегата с
направляющим обрезиненным подшипником 77 и уплотнением 11 вала,
направляющий аппарат с лопатками 6, регулирующим кольцом 14, двумя
сдвоенными сервомоторами 12 и нижним кольцом направляющего аппарата
21, закрепленным на нижнем кольце статора. Кроме того, турбина сверху
закрыта стальной сварной крышкой 18, выполненной как одно целое с
верхним кольцом направляющего аппарата.
Вода для работы турбины подается из водохранилища по двум
трубопроводам, которые объединяются тройником, примыкающим к спи-
ральной камере круглого сечения с диаметром входного патрубка 8700 мм.
В головной (входной) части напорные трубопроводы закрываются быстро-
падающими плоскими затворами.
1 —. _________________________ ___________ .
Рис. 34. Радиально-осевая гидротурбина гидроагрегата Красноярской ГЭС:
f 1 - рабочее колесо, 2 - фундаментное кольцо, 3 - отсасывающая труба (облицовка),
4 ~ спиральная камера, 5 - втулка нижней цапфы лопатки, б - направляющая лопатка,
7 - клапан срыва вакуума, 8 - подшипник направляющей лопатки, 9 — опора регули-
рующего кольца, 10 — облицовка шахты турбины, 11 - уплотнение вала, 12 — серво-
мотор, 13 - вал агрегата, 14 - регулирующее кольцо, 15 — серьга, 16 — поворотный
рычаг лопатки, 17 - направляющий подшипник турбины, 18 - крышка турбины,
' — верхнее уплотнение рабочего колеса, 20 — статор турбины, 21 — нижнее кольцо
Направляющего аппарата, 22 — нижнее лабиринтное уплотнение рабочего колеса,
— лопасть рабочего колеса, 24 — конус-обтекатель, 25 — болт крепления рабочего
колеса к валу
67
имеющую угол охвата
Рис. 35. Лопатка направ-
ляющего аппарата гидро-
турбины Красноярской
ГЭС
Статор турбины, передающий нагрузку массы агрегата иа фундамент,
изготовлен по условиям транспортировки из шести частей, соединяемых
при монтаже, имеет верхнее и нижнее кольца и 12 колонн обте-
каемого профиля. Одна из этих колонн, полая внутри, является зубом
спирали и служит дополнительно для слива протечек воды с крышки
турбины. Снизу к статору примыкает фундаментное кольцо, служащее
для защиты бетона фундамента от вымывания.
Из напорных трубопроводов вода попадает в спиральную камеру,
рабочего колеса 345°. Металлическая спиральная
камера сварена при монтаже из 31 звена и залита
бетоном. Внутренние верхняя и нижняя обечайки
спиральной камеры приварены к соответствую-
щим кольцам статора. Для прохода внутрь спи-
ральной камеры имеется герметически закрыва-
ющийся лаз. Из спиральной камеры мимо колонн
статора рабочая вода поступает к 24 лопаткам 6
направляющего аппарата, который предназначен
для пропуска воды к рабочему колесу турбины и
регулирования ее расхода в зависимости от нагруз-
ки на агрегат.
Каждая из стальных литых лопаток (рис.
35) направляющего аппарата имеет верхнюю и
нижнюю цапфы. Нижняя цапфа поворачивается в
лигнофолевой втулке 5 (см. рис. 34), запресован-
ной в нижнее стальное литое кольцо 21 направля-
ющего аппарата, состоящее из шести частей. Верх-
няя цапфа имеет две опорные шейки, поворачи-
вающиеся в лигнофолевых втулках съемного чу-
гунного подшипника 8, устанавливаемого в спе-
циальном гнезде крышки турбины. Смазка всех
втулок производится рабочей проточной водой.
Для уплотнения верхней цапфы лопатки в под-
шипнике сверху установлена резиновая Сообраз-
ная манжета.
На верхнем конце верхней цапфы лопатки
разрезной цилиндрической шпонкой закреплен
поворотный рычаг 16, а также надета накладка, со-
единяемая с этим рычагом срезным пальцем. Срезной палец является
слабым звеном, повреждаемым при попадании между лопаток предметов,
мешающих их закрытию. На верхнем же конце цапфы лопатки имеется
устройство, передвигающее и фиксирующее лопатку по высоте для уста-
новки торцевых зазоров по перу лопатки.
На лопатках для ликвидации протечек между ними при закрытии
направляющего аппарата установлен резиновый шнур, закрепленный план-
ками и винтами. Торцы пера лопаток также уплотнены резиновыми шну-
рами, установленными снизу на крышке турбины и сверху на нижнем
кольце направляющего аппарата.
68
Накладки рычагов поворотных
направляющих лопаток соединены
серьгами 15 и пальцами с регули-
рующим кольцом 14. Серьги вы-
полнены раздвижными с резьбой
для регулирования натяга лопаток.
Пальцы серег поворачиваются во
втулках из капроновой смеси, не
требующих смазки в течение вре-
мени эксплуатации турбины. Свар-
ное регулирующее кольцо 14 для
лучшей компоновки с конусной
частью крышки турбины выполня-
ют конусным. Оно состоит из двух
частей и имеет внутри два диамет-
рально расположенных коробчатых
кронштейна с запресованными кова-
ными пальцами, за которое регули-
рующее колесо поворачивается дву-
мя сервомоторами 12. На нижнем
опорном торце регулирующего ко-
льца и по его наружному периметру
для улучшения скольжения закреп-
лены по 12 планок, которые для
первых пяти турбин Красноярской
ГЭС изготовлены из чугуна, а для
остальных — из бронзы. Опорным
торцом регулирующее кольцо уста-
новлено в специальную, заполнен-
ную жидким маслом, ванну-опору
9, выполненную как одно целое
с крышкой 18 турбины.
На опоре подпятника крышки
турбины установлены сервомоторы
привода направляющего аппарата.
На рис. 36 показан сервомотор
гидротурбины Братской ГЭС, кон-
струкция которого аналогична кон-
струкции сервомотора Красноярс-
кой ГЭС, однако последний мощ-
нее, имеет больший диаметр (750
Мм) и работает с давлением масла
3,92 МПа (40 кгс/см2). Масло к
сервомоторам подается от масло-
напорной установки типа МНУ
20-2/40.
Сварная из листовой стали
крышка 18 турбины (см. рис. 34)
69
коробчатой конструкции состоит из четырех частей, имеет внутрен-
ний конический пояс и объединена с верхним кольцом направляющего
аппарата. По наружному периметру крышка крепится болтами к верхнему
кольцу статора турбины. Внутри конического пояса крышки проходит вал
13 гидроагрегата и закреплен на внутреннем фланце направляющий
подшипник 17 турбины. На верхний фланец конического пояса установлена
опора подпятника. Таким образом, через крышку турбины на статор пере-
дается нагрузка от вращающихся частей агрегата и осевого гидравлического
усилия.
На крышке в специальных отсеках установлены четыре самодействую-
щих клапана 7 срыва вакуума ф 250 мм, открывающихся при вакууме
в турбине под воздействием атмосферного давления. Открытие клапанов
настраивают, регулируя силу нажатия пружин, удерживающих их в закры-
том состоянии.
Вверху на гидроагрегате установлен специальный клапан впуска атмос-
ферного воздуха из машинного зала ГЭС через внутреннюю полость вала
агрегата под рабочее колесо для улучшения условий работы турбины при
некоторых режимах нагрузок. Клапан приводится в действие принудитель-
но и открывается своим воздушным сервомотором.
Гидроагрегат Красноярской ГЭС может работать в режиме синхрон-
ного компенсатора, для чего предусмотрены специальные устройства и
магистрали, позволяющие отжимать воздухом воду из камеры рабочего
колеса.
При работе агрегата в генераторном режиме вода из спиральной каме-
ры через лопатки направляющего аппарата подается на рабочее колесо
турбины и, отдав ему свою энергию, сливается в нижний бьеф ГЭС через
изогнутую отсасывающую трубу, имеющую высоту около 20 м. Верхняя
часть конуса отсасывающей трубы облицована сваренными между собой
стальными листами; эта облицовка приварена к фундаментному кольцу
2 через промежуточное сопрягающее кольцо. В верхнем поясе облицовки
имеется герметически закрывающийся лаз, расположенный со стороны ниж-
него бьефа, используемый для осмотров и ремонта рабочего колеса. Выход-
ная часть, отсасывающей трубы разделена на две части промежуточным быч-
ком толщиной 2,5 м. Протечки воды, собирающиеся на крышке турбины,
через внутреннюю полость одной из 12 колонн статора и отверстие в бетоне
стекают в сливную потерну здания ГЭС.
Гидротурбина оборудована злектрогидравлическим регулятором ско-
рости на магнитных усилителях ЭГР-М-150-3, обеспечивающим возмож-
ность группового регулирования мощности.
В шахте турбины установлены лекажный агрегат, собирающий и отка-
чивающий протечки масла, а также самоходная кран-балка грузоподъемно-
стью 3 т, передвигающаяся по круговым рельсам и предназначенная для
выполнения ремонтных работ. Одна сторона балки опирается' на опору
подпятника, а вторая ходит по рельсу, уложенному на бетон под ротором
генератора. Передвижения балки по кругу, ее тележки в радиальном на-
правлении и подъем грузов производятся электрическими приводами, а
управление ими собрано в одной подвесной кнопочной коробке.
70
§ 17. Рабочее колесо радиально-осевой гидротурбины
Рабочее колесо гидротурбины Красноярской ГЭС (рис. 37) относится
к типу быстроходных. По внешнему виду быстроходное колесо отлича-
ется от тихоходного (рис. 38) тем, что у первого нижний обод больше
верхнего и оно имеет большую высоту. Максимальный диаметр рабочего
колеса гидротурбины Красноярской ГЭС составляет 8650 мм, высота
4000 мм, масса 240 т. Рабочее колесо выполнено неразъемным, сварно-
литым из стали 20ГС-Л; сначала отливали отдельно нижний и верхний
ободы и лопасти, а затем на заводе сваривали в единую конструкцию.
Из-за больших габаритов и массы колесо транспортировали с завода вод-
ным путем.
Рис. 37. Рабочее колесо быст-
роходной радиально-осевой
гидротурбины Красноярской
ГЭС
Рис. 38. Рабочее колесо с
валом тихоходной радиально-
осевой гидротурбины
Рабочее колесо 1 (см. рис. 34) имеет 14 лопастей 23, облицо-
ванных в нижней части с выпуклой стороны кавитационностойкой нержа-
веющей сталью. При изготовлении первых двух колес зта облицовка дела-
лась приваркой листовой стали, а при изготовлении остальных — наплавкой
электродами. Верхний и иижний ободы рабочего колеса имеют приварен-
ные верхнее 19 и нижнее 22 лабиринтные уплотнения из нержавеющей стали
с проточенными канавками для уменьшения протечек воды. Кроме того,
кольца уплотнений установлены на крышке турбины и на нижнем кольце
направляющего аппарата. В собранной турбине зазор на одну сторону
по верхнему уплотнению устанавливают 2,5—3,4 мм, а по нижнему — 3,1—
4,1 мм.
Рабочее колесо крепится к фланцу вала 24 призонными и четырьмя
свободными болтами с резьбой М 160 х 4. Для улучшения обтекания рабо-
чего колеса водяным потоком снизу к фланцу колеса крепится удлиненный
конус-обтекатель 24, имеющий в центре и по краям отверстия.
Для разгрузки давления на верхний фланец рабочего колеса в нем
сделано 14 отверстий ф 140 мм.
Рабочие колеса других радиально-осевых турбин изготовляют цельно-
или сварно-литыми. При больших габаритах они бывают составными из
Двух половин, соединяемых при монтаже, как, например, рабочее колесо
71
гидротурбины Братской ГЭС. Ъсе рабочие колеса современных гидротур-
бин изготовляют из стали. Однако на старых турбинах еще можно встре-
тить рабочие колеса, отлитые из чугуна, которые в большинстве случаев
при износе заменяют стальными.
Пия устранения неуравновешенности рабочие колеса проходят стати-
ческую балансировку. Компенсирующие небаланс грузы закрепляют обыч-
но на нижнем ободе, где иногда предусмотрена соответствующая выточка,
завариваемая после балансировки и установки грузов листовой сталью.
При балансировке тихоходного рабочего колеса уравновешивающие грузы
можно устанавливать как на нижнем, так и на верхнем ободе.
§ 18. Вал радиально-осевой гидротурбины
и направляющий подшипник
Вал гидротурбины — наиболее ответственная деталь, передающая
крутящий момент от турбины к генератору, а также нагрузки от массы
вращающихся частей турбины и гидравлического осевого усилия.
Вал гидротурбины Красноярской ГЭС (рис. 39) значительно отлича-
ется от валов гидротурбин, применявшихся ранее. Этот вал трубчатой
конструкции, являющийся общим для всего гидроагрегату (для турби-
ны и генератора), нижним фланцем соединен с рабочим колесом гидро-
турбины, а верхним — со ступицей ротора генератора. Общая высота вала
с фланцами 7700 мм, масса 100 т, ф 2300 мм, а ф фланцев 3150 мм.
Вал сварен из обечаек и двух фланцев, трубчатая часть его имеет тол-
щину стенки всего 200 мм. Внутри вала диаметрально расположены две
лестницы из приваренных к его стенкам скоб 5, а также кронштейны 4,
служащие для устройства перекрытий при ремонтных работах. Через вну-
треннюю полость вала предусмотрена возможность подачи воздуха под
рабочее колесо для улучшения условий его работы при некоторых режимах.
Нижний фланец вала имеет специальную кольцевую площадку 2, кото-
рая при подъеме ротора агрегата на тормозах прижимается к резиновому
ремонтному кольцевому уплотнению, препятствующему протечке воды
на крышку при снятии направляющего подшипника турбины. Болты крепле-
ния нижнего фланца вала к рабочему колесу защищены от разъедания во-
дой специальной крышкой из двух половин.
В зоне работы направляющего подшипника турбинный вал облицован
рубашкой 3 из нержавеющей стали, которая изготовляется заранее. Ру-
башку сваривают на валу на специальном приспособлении, исключающем
дополнительную обработку, и приваривают ее к валу небольшими швами
по торцам, что позволяет заменять ее в условиях ГЭС.
Направляющий подшипник (рис. 40) состоит из чугунного литого
корпуса 6, разделенного на шесть частей, в котором закреплены 12
обрезиненных стальных вкладышей 7, имеющих вертикальные канав-
ки и одну кольцевую канавку внизу для улучшения смазки. Направляющий
подшипник закреплен на крышке турбины необычным способом: он не
вставлен в гнездо крышки, а закреплен на ней нижним фланцем, что созда-
ет удобства разборки при осмотре и ремонте. Для прицентровки под-
72
к
Рис. 41. Уплотнение вала гидро-
турбины Красноярской ГЭС:
1 - вал, 2 - корпус подшипника,
3 ванна смазки подшипника,
4 - резиновое уплотнение, 5 —
торцевой диск уплотнения, 6 —
ограждение вала
шипника к валу на нижнем фланце имеют-
ся специальные отжимные центрирующие
болты 3 Уплотнение корпуса подшипника
с крышкой турбины выполнено кольце-
вым резиновым шнуром. Сверху на кор-
пус подшипника установлена ванна (кор-
пус уплотнения) 8 для подвода смазочной
воды, в которой размещено торцевое
резиновое уплотнение вала (рис. 41),
состоящее из двух половин торцевого
диска, облицованного нержавеющей сталью
и закрепленного на валу турбины, и рези-
нового кольца, прикрепленного к корпу-
су ванны разрезанным на четыре части
металлическим кольцом.
Протекающая через уплотнение вода
отводится из верхней части корпуса
(кожуха) по двум каналам. Выше уплот-
нения кожух имеет окна, закрытые орг-
стеклом для наблюдения за работой
уплотнения и предохранения от касания
за вращающийся вал.
Остальные элементы радиально-осейой
гидротурбины сходны по конструкции с
элементами поворотно-лопастной турбины.
§ 19. Общие сведения о ковшовой гидротурбине
Ковшовые гидротурбины предназначены для работы при высоких
напорах (от 100 до 2000 м) и небольших расходах.
Самый высокий в мире напор, равный 1771,3 м, используется на элек-
тростанции ’’Рейссек Кройцек” в Австрии турбинами мощностью 22,8 МВт
(расход воды 1,47 м3/с при частоте вращения 750 об/мин).
Мощности современных ковшовых гидротурбин колеблются в боль-
ших пределах и достигают 200 МВт. К числу наиболее мощных ковшовых
гидротурбин относятся установленные в Италии на ГЭС ’’Чимего” турбины
мощностью ПО 000 кВт (напор 721 м, расход 18 м3/с, частота вращения
300 об/мин, рабочее колесо ф 3,5 м) и в Канаде на ГЭС ’’Кемано-Китимат”
16 вертикальных турбин мощностью ПО 000 кВт (напор 327 м, расход
16,8 м3/с, частота вращения 327 об/мин, рабочие колеса ф 3,35 м).
В Советском Союзе три самые мощные ковшовые гидротурбины
установлены на Татевской ГЭС (мощность 54,6 МВт, напор 575 м, расход
11м3 /с).
Ковшовые гидротурбины могут быть горизонтального или вертикаль-
ного исполнения. Крупные гидротурбины выполняют преимущественно
вертикальными. Такие турбины могут иметь одно, два и даже три рабочих
колеса на одном валу. Простейшая ковшовая гидротурбина с ручным
регулированием и одним соплом-насадкой, через которое вода подается
74
Рис 42. Ковшовая гидротурбина с ручным регулированием1
на лопасти рабочего колеса, показана на рис. 42. Турбина представляет
собой насаженное на вал рабочее колесо с закрепленными на нем лопастя-
ми, имеющими форму двудольных ковшей (рис. 43), разделенных посере-
дине ножом. Поступающая из сопла вода острием ножа разрезается на
два потока, которые отклоняются по вогнутым поверхностям ковша
почти на 180°.
Количество воды, подаваемой на рабочее колесо, регулируется вруч-
ную запорной иглой грушевидной формы, которая перемещается в осевом
направлении. Перемещение иглы изменяет ширину кольцевой щели между
стенками сопла и поверхностью иглы, а следовательно, и расход воды. Игла
и сопло должны изготовляться из износостойких материалов. В крупных
гидротурбинах перемещение иглы осуществляется автоматически масля-
ным сервомотором с^помощью системы регулирования. В зависимости от
мощности ковшовые гидротурбины могут иметь от одного до шести сопл.
Если регулирующую иглу закрыть быстро, в подводящем трубопрово-
де возникает гидравлический удар, способный разорвать трубопровод.
При медленном закрытии иглы во время сброса нагрузки гидравлическо-
Рис. 43. Ковш рабочего колеса ков-
шовой гидротурбины
Рис. 44. Действие отклонителя струи
ковшовой турбины:
а - перед сбросом нагрузки, б - после
сброса нагрузки, в - при меньшей нагрузке
75
Рис. 45. Ковшовая гидротурбина:
1 — облицовка отводной камеры, 2 — дверь в отводную камеру, 3 - отклони-
тель струи, 4 - сопло тормозного устройства, 5 - нижняя часть корпуса, 6 - вал
турбины, 7 - крышка (кожух) корпуса, 8 - рабочее колесо, 9 - стальные ко-
зырьки, 10 — сопло гидротурбины, 11 - регулирующая игла, 12 — шток иглы,
13 — вспомогательный сервомотор, 14 - патрубок, 15 - регулирующий вал
отклонителя струи, 16 - регулирующий вал штока иглы, 17 - ковш, 18 - лаби-
ринтные уплотнения, 19 - упорный диск, 20 — подшипники, 21 - полу муфта j
вала турбины
го удара может и не быть, но тогда турбина разовьет большую частоту вра-
щения, при которой возросшее действие центробежных сил может повре-
дить ротор гидроагрегата.
Для предотвращения этих явлений на ковшовых гидротурбинах приме-
няют отклонители (отсекатели) струи. В момент сброса нагрузки отклони-
тель входит в струю и направляет ее мимо ковшей рабочего колеса. В зто
время запорная игла начинает медленно перемещаться на закрытие соп-
ла, уменьшая расход воды. Уменьшение расхода происходит постепенно,
и гидравлический удар не возникает или становится не опасным для трубо-
провода.
Последовательные моменты действия отклонителя струи показаны
на рис. 44. Отклонитель перемешается специальным масляным серво-
мотором, взаимодействие которого с сервомотором иглы достигается с
76
Рис. 45. Продолжение
помощью устройства^ называемого комбинатором. Так как системе регу-
лирования приходится в этом случае (как и в поворотно-лопастной гидро-
турбине) управлять двумя органами, ее называют двойной.
Ковшовая турбина состоит из корпуса, рабочего колеса, вала, подшип-
ников, направляющего аппарата и системы регулирования с маслонапорной
установкой. На рис. 45 показана горизонтальная двухколесная ковшовая
гидротурбина с четырьмя соплами, мощность которой 8100 кВт, напор
312 м, а частота вращения 500,об/мин.
§20. Конструкция ковшовой гидротурбины
Корпус. Корпус ковшовой гидротурбины предназначен для защиты
от попадания воды в машинный зал и ограждения вращающихся частей.
К нижней части корпуса крепятся элементы подвода воды к рабочему коле-
су и регулирующие механизмы. Корпус состоит из нижней части 5, зак-
репленной на фундаменте и отлитой из чугуна, и верхней крышки (кожуха)
7, изготовленной из листовой стали. Крышка, уплотненная резиновой
прокладкой, крепится к нижней части корпуса болтами и шпильками.
К нижней части корпуса на шпильках крепятся четыре патрубка 14
подвода воды к соплам и сами сопла 10. Внутри корпуса проходит регули-
рующий вал 15 привода отклонителей струи 3. Имеются также специальные
’ ' 77
сопла тормозного устройства 4. Над нижними соплами установлены два
стальных козырька 9, предназначенных для того, чтобы вода, падающая
из верхних сопл при сходе с ковшей, не попадала на струи воды нижних
сопл и не тормозила их, вызывая потери энергии. В местах выхода вала из
корпуса установлены лабиринтовые уплотнения 18 для предупреждения
протечек воды. Снизу к корпусу примыкает облицовка отводной камеры
1 из листовой стали. Для осмотра вращающихся частей турбины (без ее
разборки) в камере имеется герметически закрывающаяся дверь 2.
Рабочее колесо. Два рабочих колеса 8 турбины плотно насажены на
вал 6 и удерживаются на нем от проворачивания призматическими
шпонками.
Рабочие колеса могут быть изготовлены из стали, чугуна или бронзы.
Ковши 17 изготовляют цельнолитыми вместе с диском или отдельно; в
последнем случае их прочно закрепляют на диске. При совместной отлив-
ке диска с ковшами рабочее колесо получается прочнее и легче, однако
в этом случае при серьезном повреждении хотя бы одного ковша приходит-
ся менять все колесо. Получившее широкое распространение отдельное
изготовление ковшей позволяет заменять поврежденные ковши без раз-
борки агрегата. Такие ковши более технологичны при изготовлении и
удобны при обработке.
Ковши размещаются на рабочем колесе с равным шагом по окружнос-
ти и прочно закрепляются призонными болтами и поперечными клиньями.
Прочность и надежность крепления играют существенную роль, потому что
ковши при вращении рабочего колеса испытывают большое центробежное
усилие и одновременно подвергаются пульсирующему действию ударов
выходящей из сопла струи. Во время периодических осмотров турбины
необходимо тщательно проверять надежность крепления ковшей на диске
рабочего колеса.
Внутренняя поверхность ковша при изготовлении должна быть хорошо
отшлифована: нельзя оставлять риски, раковины и царапины. Плохая
обработка резко снижает кпд турбины.
Вал турбины и подшипника. В рассматриваемой турбине вал 6 гори-
зонтальный. На него насажены два рабочих колеса, а в местах выхода из
корпуса — водоотбойные кольца. На конце вала имеется жесткая полумуф-
та 21 для соединения с фланцем вала генератора.
Вал вращается в подшипниках 20, вкладыши которых имеют баббито-
вую заливку. Вкладыши уложены в расточки стульев подшипников, кото-
рые опираются на фундамент турбины и прочно на нем закреплены. Сверху
подшипники закрыты крышками, прикрепленными к стульям болтами.
Один из подшипников (комбинированный— опорно-упорный) имеет сег-
менты, которые ограничивают осевое перемещение ротора турбины, удер-
живая его упорным диском 19.
Смазка подшипников — кольцевая (рис. 46); на валу 6 свободно
висит кольцо 3, внутренний диаметр которого больше наружного диамет-
ра вала. В картер подшипника заливается турбинное масло, в которое опу-
щена свободная часть смазочного кольца. При вращении вала турбины
кольцо вращается и, захватывая масло, подает его к подшипнику‘вала.
Направляющий аппарат. Направляющим аппаратом в ковшовой турби-
78
•в
•«
40
Рис. 46. Схема кольцевой смазки
подшипников:
1 — корпус (стул) подшипника,
2 — масло, 3 — смазочное кольцо,
4 — вкладыш с баббитовой залив-
кой, 5 — крышка, б — вал
не (см. рис. 45) являются четыре сопла 10, каждое из которых запирается
своей регулирующей иглой U.K направляющему аппарату относятся также
отклонители струи 3.
Сопла имеют сменные кольца-насадки, которые при износе легко
заменить. Наконечник иглы и кольцо-насадку заменяют вместе и тщатель-
но пригоняют друг к другу, чтобы исключить протечки воды, когда направ-
ляющий аппарат закрыт. Иглу и кольцо-насадку изготовляют из качествен-
ной износостойкой нержавеющей стали. Поверхность их тщательно поли-
руют, так как риски и царапины снижают кпд из-за искажения формы
струи и потерь на трение. Кроме того, неровности на рабочих поверхностях
иглы и кольца-насадки приводят к быстрому их износу и разъеданию.
В турбинах последних выпусков регулирующие иглы стремятся сделать
такими, чтобы при поломке их частей они имели тенденцию к открытию.
Этим исключается возможность образования гидравлического удара.
Открытие и закрытие регулирующей иглы на рассматриваемой турбине
происходят следующим образом. Регулирующий вал 16 приводится в
движение масляным сервомотором (на чертеже не показан) и поворачива-
ет систему рычагов и тяг, перемещающих золотник, который открыва-
ет проход масла под давлением в ту или иную полость вспомогательного
сервомотора 13. Поршень этого сервомотора, своим штоком связанный
со штоком 12 регулирующей иглы, перемещаясь под действием масла в
цилиндре, открывает или закрывает сопло иглой.
§ 21. Конструкция механической части гидрогенераторов
Гидрогенераторы, как и турбины, бывают вертикальные и горизон-
тальные. На современных крупных ГЭС наиболее распространены верти-
кальные гидрогенераторы. Гидрогенераторы — синхронные машины —
работают на общую сеть с частотой, одинаковой для всех питающих ее
генераторов. Частота вырабатываемого электрического тока зависит от
частоты вращения и числа пар полюсов генератора. Включенный в сеть
гидрогенератор работает с постоянной частотой вращения от холостого
хода (работа без нагрузки) до максимальной мощности.
Вертикальные гидрогенераторы по конструкции могут быть двух
типов: подвесного и зонтичного. У генератора подвесного типа подпятник •
79
расположен выше ротора на верхней крестовине; генератор зонтичного
типа имеет подпятник под ротором на нижней крестовине. Грузонесущие
крестовины воспринимают массу вращающихся частей роторов агрегата
и давление воды на рабочее колесо турбины.
В последнее время для крупных гидроагрегатов с поворотно-лопастны-
ми турбинами принята конструкция зонтичного генератора с расположе-
нием опоры подпятника на крышке турбины (см. рис. 17), что позволяет
значительно укоротить вал гидроагрегата и уменьшить его высоту.
Гидрогенератор подвесного типа (рис. 47) состоит из статора 6 с об-
моткой 4, ротора 7 с полюсами и их обмоткой, вала 16, верхней 14 и ниж-
ней крестовин, подпятника с сегментами 8, направляющих подшипников
1 и 10, тормозов-домкратов 2, воздухоохладителей, возбудителя 12, под-
возбудителя 13 и регуляторного генератора. Возбудитель 12 генератора
служит для получения постоянного тока, который подается в обмотки
Рис. 47. Гидрогенератор подвесного типа:
1,10 — направляющие верхний и нижний подшипники, 2 — тормоз-домкрат,
3 — обод ротора, 4 - обмотка статора, 5 — корпус статора, 6 — статор, 7 —
ротор, 8 — сегмент подпятника, 9 — зеркальный диск, 11 - втулка под-
пятника, 12 — возбудитель, 13 - подвозбудитель, 14 - верхняя крестовину,
15 — втулка (ступица) ротора, 16 — вал
80
полюсов ротора, называемые обмотками возбуждения. На крупных гидро-
генераторах большой мощности обмотка возбуждения возбудителя дела-
ется независимой и питается током от подвозбудителя. Возбудитель и
подвозбудитель могут монтироваться на общем валу с генератором или
располагаться в машинном зале на специальном фундаменте и приводить-
ся во вращение своим электрическим двигателем. На рис. 47 возбуди-
тель 12 и подвозбудитель 13 расположены на общем с генератором валу.
Статор. Статор 6 представляет собой сварную конструкцию, установ-
ленную неподвижно на фундаменте на лапах и закрепленную анкерными
болтами. В расточку статора набирается сталь из отдельных листов, изо-
лированных друг от друга лаком для разрыва цепи самоиндуктирующихся
паразитных токов. В листах стали статора выштамповывают пазы, в кото-
рые устанавливают обмотку 4.
Ротор. Сварной ротор имеет ступицу 15, спицы и обод 3 с полюсами.
Ступицей ротор садится на вал 16 и от просаживания вниз удерживается
буртиком вала. Сверху, выше ступицы, на валу имеется кольцевая вы-
точка, в которую вставляется кольцевая шпонка из двух полуколец, запи-
рающая ротор на валу и ограничивающая его перемещение вверх по валу
(при подъеме на тормозах-домкратах).
Обод ротора генератора часто изготовляют отдельно и насаживают на
спицы с помощью распорных встречных клиньев. Полюса заводят в Т-об-
разные пазы обода и также закрепляют встречными стальными клинья-
ми. Снизу на ободе ротора потайными болтами закреплен стальной тор-
мозной диск, поверхность которого хорошо обработана. Большое торце-
вое биение тормозного диска не допускается.
Вал генератора. Вал 16 является самой нагруженной частью генератора:
он воспринимает вращение от турбины и передает нагрузку от массы всех
вращающихся частей агрегата подпятнику. На шейке вала под ступицу ро-
тора генератора выфрезерован паз для призматической шпонки, удержи-’
вающей ротор от проворачивания. Нижняя часть вала заканчивается флан-
цем, который жестко соединен с фланцем вала турбины призонными бол-
тами.
Выше ротора генератора на валу посажена втулка 11 подпятника, зак-
репленная от проворачивания вертикальной призматической шпонкой.
Выше посадочного места втулки на валу сделан кольцевой паз, в который
заводится кольцевая шпонка, передающая нагрузку от массы всех враща-
ющихся частей агрегата втулке.
Снизу к втулке 11 на болтах и контрольных шпильках крепится зер-
кальный диск 9. Методу диском и втулкой устанавливают изолирующую
прокладку, препятствующую прохождению паразитных токов. Рабочую
поверхность зеркального диска тщательно полируют; ее торцевое биение
не должно превышать 0,02 мм.
Вал генератора вращается в двух направляющих подшипниках 1 и 10.
Верхняя крестовина. У подвесных гидрогенераторов верхняя крестови-
на 14 передает фундаменту давление массы ротора гидроагрегата и воды на
рабочее колесо. Сварная конструкция верхней крестовины зависит от мас-
сы гидроагрегата и может иметь четыре лапы или выполняется в виде звез-
ды с шестью, восемью или двенадцатью радиально-расположенными лапа-
81
ми, которые опираются на плиты фундаментаили статора. Для выверки
горизонтальности крестовины под лапы устанавливают наборные металли-
ческие прокладки. Положение лап фиксируется контрольными шпильками
или распорными клиньями, устанавливаемыми при монтаже. Крестовина
закрепляется на месте установки болтами, прижимающими лапы к опорам.
В средней части крестовины расположена масляная ванна подпятника и вер-
хнего направляющего подшипника.
Нижняя крестовина. В генераторах подвесного типа нижняя крестовина
служит для крепления нижнего направляющего подшипника 1. Кроме того,
на ней укрепляются тормоза-домкраты 2, служащие для торможения агре-
гата при останове и доя подъема ротора агрегата при монтаже, ремонтах и
осмотрах. В некоторых конструкциях гидрогенераторов без нижнего нап-
равляющего подшипника нижняя крестовина отсутствует.
У гидрогенераторов зонтичного типа нижняя крестовина является
грузонесущей и передает нагрузку от массы вращающихся частей агрегата
на фундамент. В этом случае в нижней крестовине располагается подпятник
и направляющий подшипник, помещенные в масляную ванну. Масло в ван-
не охлаждается маслоохладителями.
На гидроагрегатах Волжской ГЭС им. В.И. Ленина (см. рис. 17) подпят-
ник зонтичного генератора располагается на специальной опоре, установлен-
ной на крышке турбины. Вся нагру^са на фундамент здесь передается через
крышку турбины. В гидрогенераторах зонтичного типа верхние крестовины
нагружены мало и служат в основном доя крепления верхнего направляю-
щего подшипника.
Верхний и нижний направляющие подшипники. Направляющие подшип-
ники генератора обычно изготовляют в виде ряда чугунных сегментов,
залитых баббитом, располагают с равным шагом по окружности и устанав-
ливают по отношению к валу с зазором 0,15-0,30 мм в зависимости от диа-
метра шейки вала и частоты вращения генератора. Подшипники смазывают
турбинным маслом, залитым в ванны подшипника, встроенные в крестови-
ны генератора.
Некоторые типы генераторов имеют один направляющий подшипник,
иногда расположенный рядом с подпятником в одной ванне (на подвесных
генераторах). На зонтичных генераторах подшипник, если он один, чаще
выносят на верхнюю крестовину. Установка зазоров между валом и сег-
ментом осуществляется набором прокладок между опорной колодкой и
корпусом сегмента. Поверхность трения каждого сегмента тщательно при-
шабривают по валу.
Для контроля температуры подшипников в нескольких сегментах
вкладыша устанавливают термометры сопротивления, а на приборной
доске — их указатели.
Тормозное устройство. При закрытии направляющего аппарата для
останова агрегата ротор продолжает некоторое время вращаться по инер-
ции. Это врашение, или, как его называют, свободный выбег, может быть
весьма продолжительным и зависит от массы вращающихся частей агрегата,
диаметра ротора, трения в подпятнике и подшипниках, а также от коли-
чества воды, попадающей на рабочее колесо через неплотности направля-
ющего аппарата. ,
82
Выбег может быть от 15 мин до 1 чи более, при этом частота вращения
агрегата постепенно уменьшается и, наконец, наступают такие обороты,
при которых масло с трудом затягивается на сегменты подпятника, нару-
шая условия смазки. Это вредно отражается на баббитовой поверхности
подпятника: она истирается от полусухого скольжения, сегменты греются
и могут подплавиться. Для сокращения времени выбега и обеспечения нор-
мальных условий работы подпятника на всех современных крупных гидро-
агрегатах применяют систему торможения, ускоряющую останов. Тормоз
(рис. 48) представляет собой механизм поршневого типа, имеющий тор-
мозную подушку, которая трется о тормозное кольцо, установленное снизу
на ободе ротора генератора.
Торможение производится сжа-
тым воздухом давлением 588,4—784,5
кПа (6—8 кгс/см2), подающимся руч-
ным клапаном или автоматически во
все цилиндры тормозов. Тормоза со-
единены с воздушной системой труб-
ками. В цилиндрах тормозов ходят
поршни с кожаными манжетами, на
которых закреплены стальные тормоз-
ные подушки с приклепанными к ним
накладками из ленты феррадо. Воз-
дух подается под поршни, и они при-
жимают подушки к тормозному коль-
цу ротора. Для возвращения по-
душек и поршней на место при прекращении подачи воздуха служат воз-
Рис. 48. Тормоз гидрогенератора
в ратные пружины.
Торможение бывает глухое и прерывистое. Глухим торможением
называют такое, при котором тормоза включаются при уменьшении часто-
ты вращения до 30—40% номинальной и остаются включенными до полно-
го останова агрегата. При прерывистом торможении тормоза включают нес-
колько раз на короткие промежутки времени в начале снижения частоты
вращения; при достижении частоты вращения ротора, равной 25—30% номи-
нальной, тормоза включают окончательно и оставляют включенными до
полного останова агрегата.
Тормозные цилиндры используют и как домкраты для подъема ротора
агрегата при ремонтах и осмотрах. В этом случае к воздушным трубкам
тормозной системы присоединяют маслопровод от плунжерного насоса
и нагнетают в тормозные цилиндры масло под давлением до 9,8—11,8 МПа
(100—120 кгс/см2). Чтобы удержать ротор в поднятом состоянии, под
тормозные колодки подкладывают специальные клинья, после чего давле-
ние масла из цилиндров тормозов может быть снято. В некоторых кон-
струкциях тормозов вместо клиньев предусмотрены специальные подстав-
ные колодки, позволяющие подвешивать на них ротор, а тормоза при этом
освобождаются и их можно ремонтировать.
Воздухоохладители. При работе генератора часть его мощности теряет-
ся. Эти потери можно разбить на магнитные, электрические и механические.
Потерянная мощность превращается в теплоту, которая нагревает генера-
83
тор. Перегрев генератора вредно влияет на изоляцию обмоток: она пере-
сыхает, становится хрупкой и теряет свои качества, поэтому температура
генератора не должна быть выше пределов, определяемых теплостойкостью
обмоток. Для соблюдения этого требования генератор охлаждают воздухом.
Охлаждение может быть выполнено по проточной системе, когда воз-
дух забирается из машинного зала и вновь в него выбрасывается или по
замкнутой системе, при которой один и тот же объем воздуха циркулирует
внутри генератора. На крупных генераторах применяют замкнутую систему
охлаждения, так как при ней обмотки статора и ротора меньше загрязня-
ются. Воздух при замкнутой системе охлаждения понижает свою темпера-
туру, проходя через специальные воздухоохладители, по трубам которых
течет холодная вода. Трубы воздухоохладителей для увеличения теплоот-
дачи делают ребристыми или с медными проволочными усиками.
§ 22. Подпятник гидроагрегата 1
i
Подпятник является одной из самых ответственных частей гидроагре-
гата и наиболее сложен в ремонте, поэтому за его работой ведется тщатель-
ное наблюдение. Подпятник воспринимает осевые нагрузки от массы рото-
ра и давления воды на рабочее колесо. Конструкции подпятников различ-
ны, но их можно разделить на два основных типа; сегментные и пружинные
дисковые. Большинство выпускаемых в настоящее время генераторов
снабжены сегментными однорядными или двухрядными подпятниками.
Двухрядные подпятники образуются сегментами, располагающимися
двумя концентричными рядами по окружности втулки - наружным и
внутренним кольцами.
Конструкция сегментного подпятника показана на рис. 49. Втулка 2
подпятника насажена на вал 1 генератора и закреплена на нем призматичес-
кой 4 и кольцевой 3 шпонками. Снизу на изолирующей прокладке 5 уста-
новлен зеркальный диск 6, который опирается на сегменты 7 подпятника.
Через опорные сухари 8 сегменты садятся на регулировочные опорные бол-
ты 9. Высоту установки сегментов регулируют поворачиванием болтов.
Точка опоры сегментов несколько смещена от центра их поверхности в
направлении вращения. Это сделано для того, чтобы между сегментом и
зеркальным диском при вращении образовывался масляный клин. Сегмен-
ты подпятника заливают антифрикционным сплавом — баббитом — и к
поверхности трения зеркального диска тщательно пришабривают по краске.
Подпятник работает в ванне, заполненной маслом.
Другой, тип подпятника — пружинный дисковый - представляет собой
неподвижный диск, залитый баббитом и имеющий радиальные смазочные
канавки. Для эластичности диск разрезают в одном месте по радиусу.
Диск закреплен от проворачивания и лежит на пружинах в опоре крестови-
ны. Все пружины подпятника должны иметь одинаковую жесткость, чтобы
при одной и той же нагрузке одинаково изменялась их высота. Подвижный
диск закрепляется на втулке подпятника и имеет радиальные смазочные
канавки. Рабочая поверхность диска подпятника, залитая баббитом, тща-
тельно пришабривается по зеркальному диску. Пружинные дисковые
подпятники применяют только для агрегатов малой и средней мощностей.
84
Рис. 49. Сегментный подпятник гидро-
генератора :
, 1 — вал генератора, 2 - втулка, 5, 4 -
кольцевая и призматическая шпонки,
5 — изолирующая прокладка, 6 -
зеркальный диск, 7 - опорные сег-
*’ менты, 8 — опорные сухари, 9 - регу-
лировочные опорные болты сегментов
Рис. 50. Подпятник с гидравли-
ческой опорой:
1 — вал генератора, 2 — выго-
родка масляной ванны подпят-
ника, 3 — гибкая эластичная
камера, 4 - глухой цилиндр
ограничителя объема гибкой ка-
меры, 5 - верхняя часть гиб-
кой камеры, 6 - опорный болт
сегмента, 7 - сегмент подпят-
ника, 8 — втулка подпятника,
9 — зеркальный диск, 10 —
масляная ванна, 11 - основание
подпятника, 72 - опора под-
пятника
Одной из характеристик подпятника является удельная нагрузка или
удельное давление на него, т.е. масса вращающихся частей и сила осевого
давления воды в килограммах, приходящиеся на каждый квадратный сан-
тиметр поверхности скольжения всех сегментов или неподвижного диска
подпятника. Чем меньше удельное давление, тем лучше условия работы
подпятника.
При возрастании массы агрегатов и осевой нагрузки от воды для умень-
шения удельного давления нужно увеличивать площадь скольжения под-
пятников, что ведет к росту их габаритов и, следовательно, увеличению
общих габаритов гидрогенераторов. Во избежание этого стремятся увели-
чить расчетное удельное давление на них.
Так, дисковые подпятники на жестких опорах применялись при удель-
ных давлениях 0,98—1,47 МПа (10—15 кгс/см2); дисковые подпятники с
пружинными опорами могут работать с удельными давлениями до 2,94
МПа (30 кгс/см2); сегментные самоустанавливающиеся подпятники доста-
точно надежно работают с нагрузками, при которых удельное давление
достигает 3,92 МПа (40 кгс/см2). При повышении удельного давления
надежность работы подпятников снижается и возникает необходимость
тщательно распределять нагрузку равномерно на каждый из сегментов.
Неравномерность распределения нагрузки влечет повышение удельного
85
давления на отдельные сегменты, ухудшение условий их работы, перегрев,
подплавление, а затем и повреждение всего подпятника.
Регулирование нагрузки на сегменты подпятника с Винтовыми опора-
ми для тяжелых агрегатов — очень трудоемкая операция, не дающая доста-
точной точности и гарантии сохранения равномерности нагрузки при дей-
ствии (вращении) агрегата.
Тенденция заводов изготовителей к увеличению удельного давления до
5,39—6,77 МПа (55—65 кг/см2) вызвала разработку конструкций подпят-
ников с автожатической установкой равномерности нагрузки на каждый
сегмент. Появились двухрядные и однорядные подпятники с балансирны-
ми рычажными опорами и другие конструкции. Наиболее эффективно
проявляют себя подпятники на гидравлической опоре, одна из конструк-
ций которых показана на рис. 50. Гидравлическая опора автоматически
устанавливает равномерное распределение нагрузки на каждый сегмент
подпятника. Подпятник размещен в масляной ванне 10, которая имеет
выгородку 2 вокруг вала 1 генератора. На вал генератора насажена втулка
подпятника 8 с зеркальным диском 9. Вращающийся диск опирается на
двухслойные сегменты 7 подпятника, которые сидят на опорных болтах 6,
ввернутых в верхнюю часть 5 гибкой эластичной камеры 3.
Эластичные камеры всех сегментов приварены к основанию 11 подпят-
ника, в котором сделаны сверления, соединяющие между собой все элас-
тичные камеры. Внутри эластичной камеры вварен глухой цилиндр 4 из ста-
ли, ограничивающий внутренний объем гибкой камеры. Полости гибких
камер заполнены маслом. При снижении нагрузки на один из сегментов
внутреннее давление в гибкой камере, одинаковое во всех соединенных
между собой камерах, приподнимает верхнюю- часть этой камеры и с ней
опорный болт сегмента; сегмент поджимается к зеркальному диску и
нагружается одинаково со всеми другими сегментами.
Повышение удельных нагрузок влечет за собой ненадежность работы;
подпятников, особенно в режимах пусков и остановов в связи с плохим
образованием масляной пленки между скользящими (поверхностями сег-
ментов и диска и возникновением между ними полусухого трения. Повы-
шается также рабочая температура сегментов, что вызывает подплавление
подпятников. Поэтому в некоторых конструкциях гидроагрегатов приме-
няют при пуске и останове подачу масла под давлением между скользящи-
ми поверхностями сегментов и зеркального диска, а в сегменты с больши-
ми рабочими температурами встраивают водяное охлаждение. Однако эти
мероприятия не обеспечивают полной надежности работы подпятника.
Наиболее надежно подпятники будут работать при уменьшении расчетного
удельного давления на них.
§ 23. Принцип регулирования гидротурбин
Задачей регулирования гидротурбин является обеспечение выработки
электроэнергии хорошего качества, которое определяется постоянством
частоты и напряжения электрического тока независимо от изменения
отбираемой потребителями мощности.
Частота переменного электрического тока, вырабатываемого гидроге-
86
нератором, находится в прямой зависимости от частоты его вращения.
Для обеспечения постоянной частоты необходимо поддерживать постоян-
ное число оборотов агрегата независимо от нагрузки. Для выполнения
этой задачи все современные гидравлические турбины оборудованы систе-
мами регулирования, в каждой из которых имеются следующие элементы:
командующий орган, замеряющий частоту вращения турбины и при обна-
ружении ее изменения подающий сигнал на восстановление нормальной
частоты вращения; регулирующий орган, восстанавливающий нормальную
работу турбины; исполнительные органы, осуществляющие связь между
командующим и регулирующим.
Кроме основных элементов современные системы регулирования
снабжают еще рядом дополнительных устройств и органов, повышающих
устойчивость работы системы и позволяющих изменять уставки и неко-
торые характеристики регуляторов.
Принцип регулирования гидромашин заключается в следующем. Допус-
тим, что гидрогенератор работает на изолированную сеть с нагрузкой
N = 10 000 кВт и имеет нормальную частоту вращения и = 150 об/мин.
Обеспечивая выработку такой мощности, направляющий аппарат турбины
открыт и пропускает 50м3/с воды. Затем нагрузка генератора должна быть
увеличена до N= 15 000 кВт. При прежнем расходе воды гидротурбина по
мере увеличения электрической нагрузки начнет снижать обороты.
Снижение частоты вращения замеряется командующим органом, ко-
торый, восприняв этот импульс, подает сигнал на восстановление оборо-
тов. Через исполнительные и регулирующие органы автоматически увели-
чивается открытие направляющего аппарата, чтобы увеличить, к примеру
до 70 м3/с, подачу воды к рабочему колесу турбины и обеспечить работу
гидроагрегата в новом режиме.
§ 24. Схема прямого регулирования
Рассмотрим схему прямого регулирования, представленную на рис. 51.
Маятник (центробежный регулятор частоты вращения) 3 имеет следующее
устройство: на конце вала в одной точке шарнирно закреплены две тяги,
Рис. 51. Схема прямого регули-
рования:
1 — рабочее колесо турбины, 2 -
генератор, 3 - маятник (регуля-
тор частоты вращения), 4 - тяга,
5 - задвижка (запорный орган)
1 т ;
87. /ц
на концах которых подвешены два одинаковых груза. При вращении вала
грузы под действием центробежной силы будут расходиться, поворачи-
ваясь вокруг точки А, тем больше, чем больше частота вращения.
К тягам грузов на шарнирах присоединены еще две тяги, которые
также шарнирио соединены с муфтой регулятора. При расхождении грузов
муфта идет вверх, при сближении — вниз. Грузы стянуты между собой
пружиной, которая характеризуется так называемой жесткостью, опреде-
ляемой силой в килограммах, удлиняющей или укорачивающей пружину
на 1 см. Пружину можно предварительно, при останове машины, затянуть
Т&к, что она начнет растягиваться не сразу при начале вращения ротора, а
когда вал наберет определенную скорость (почти при полных оборотах
турбины). В это время начнут расходиться грузы. Момент начала расхожде-
ния грузов называется началом вступления регулирования в работу.
Разбирая работу схемы регулирования, нужно помнить следующее.
При производстве электроэнергии развиваемая генератором мощность
вырабатывается проходящей через турбину водой; чем больше проходит
через турбину воды, тем большая мощность развивается генератором, и
наоборот. Таким образом, каждому расходу воды (при постоянном напо-
ре), проходящему в единицу времени (с) через турбину, соответствует
вполне определенная электрическая мощность.
Разберем работу схемы. На рабочее колесо 7 турбины через регулирую-
щий орган — задвижку 5 — подается постоянный расход воды, и гидроге-
нератор, вращаясь с постоянной частотой вращения, несет постоянную
нагрузку. При увеличении нагрузки на генератор частота вращения агрегата
падает, так как не хватает воды для выработки дополнительной электри-
ческой мощности. Маятник (регулятор) 5 отзывается на изменение часто-
ты вращения тем, что под действием уменьшения центробежной силы гру-
зы сходятся, муфта опускается вниз и перемещает вниз конец тяги Б:
конец тяги В идет вверх и, дополнительно открывая задвижку, увеличи-
вает отверстие для прохода воды. Дополнительное количество воды вое-
станавливает частоту вращения турбины.
При уменьшении электрической нагрузки частота вращения гидроге-
нератора будет увеличиваться из-за оказавшегося избытка воды, что легко
проследить по схеме: задвижка будет закрываться, уменьшая подачу воды
к турбине.
Разбирая схему прямого регулирования, следует отметить простоту
ее конструкции. Однако такую схему не применяют по нескольким причи-
нам, приводимым ниже, но с ее помощью легче уяснить принципы регули-
рования. Для открытия и закрытия водяной задвижки (направляющего
аппарата) на современных крупных турбинах маятник должен был бы
обладать огромной перестанавливающей силой, так как отверстие для под-
вода воды к рабочему колесу достигает площади 200 м2 и более.
Вторым серьезным недостатком этой схемы является то, что она не
обеспечивает устойчивости частоты вращения турбины при изменении
нагрузки. Если нагрузка уменьшилась, частота вращения агрегата растет
до тех пор, пока регулятор не начнет закрывать задвижку. В силу инерции
больших масс воды, гидроагрегата и самого маятника задвижка закроется
не сразу после мгновенного сброса нагрузки, а через некоторый период
88
времени, за который гидроагрегат уже разгонится до большой частоты
вращения непрерывно поступающей избыточной водой. Чем больше будет
подниматься муфта, тем больше закроется задвижка и, наконец, воды ста-
нет так мало, что ее окажется недостаточно для обеспечения мощности,
отдаваемой генератором; частота вращения упадет гораздо ниже требуемо-
го уровня и будет продолжать падать.
Падение частоты вращения вновь вызовет перемещение муфты маят-
ника теперь уже на открытие задвижки. Снова в силу инерции вращающих-
ся масс и воды увеличение частоты вращения не остановится на требуемом
пределе, а поднимется выше и вновь повторится такой же цикл.
Таким образом, вместо устойчивой постоянной частоты вращения
такая система регулирования будет вызывать колебание ее в довольно
широких пределах и гидроагрегат будет вырабатывать электроэнергию
с блуждающей частотой, что не отвечает требованиям. Очевидно, в систему
регулирования необходимей ввести устройство, выключающее ее действие в
момент соответствия частоты вращения и нагрузки требуемым величинам.
§ 25. Схема непрямого регулирования
В современных турбинах регулирующие органы имеют большие габа-
риты и массу, поэтому для их перемещения необходимо прикладывать
большую силу. Чтобы не расходовать на получение этой силы мощность
турбины, маятник регулятора делают легким, небольших габаритов; его
функцией является только измерение частоты вращения турбины и пере-
дача команд (импульсов) на регулирующие органы. Перемещение же
регулирующих органов выполняют силовые устройства, потребляющие
мощность для работы от других источников. Такие усилители носят наз-
вание сервомоторов и работают на масле, нагнетаемом под давле-
нием от специальной маслонапорной установки.
Система регулирования, в которой помимо маятника и регулирующего
органа имеются еще и усилители, называется системой непрямого
регулирования или системой регулирования с про-
межуточным усилением.
Рассмотрим работу системы непрямого регулирования, показанную на
схеме рис. 52. К золотнику 6 в полость между его поясками все время под-
ведено под давлением по каналу Б масло от маслонапорной установки, а
пояски золотника, когда он находится в среднем положении, перекрывают
каналы в полости сервомотора, находящиеся над и под поршнем. Из схемы
видно, что при изменении частоты вращения маятник 4 будет перемещать
муфту. Тяга 5, вращаясь под воздействием маятника вокруг неподвижной
опоры А, будет перемещать уже не задвижку 8, а золотник 6 сервомотора 7.
Когда частота вращения трубины увеличивается, муфта маятника идет
вверх и перемещает золотник вверх.
Поднимаясь вверх, золотник открывает ранее закрытое его пояском
окно подводящего канала в верхнюю полость сервомотора,и туда начинает
поступать под давлением масло из маслонапорной установки. Масло давит
на поршень сервомотора, он идет вниз и закрывает сидящую на одном што-
ке с поршнем задвижку, прекращая поступление воды в турбину. Одновре-
89
Рис. 52. Схема непрямого регулирова-
ния:
J — рабочее колесо, 2 - вал, 3 - гене-
ратор, 4 - маятник (регулятор час-
тоты вращения), 5 - тяга, 6 - золот-
ник, 7 - сервомотор, 8 - задвижка
Рис. 53. Схема непрямого регули-
рования с одним усилением и
обратной связью:
1 — рабочее колесо, 2 - генератор,
3 — вал регулятора частоты враще-
ния, 4 — регулятор частоты враще-
ния, 5 — тяга, 6 - золотник,
7 - сервомотор, 8 - задвижка
менно нижний поясок золотника откроет окно нижней полости сервомото-
ра, соединяя его со сливом, и масло из-под поршня сервомотора сольется в
масляный бак, давая возможность перемещаться поршню. Если маятник
переместит золотник вверх или вниз из его среднего положения, масло,
поступая в сервомотор, будет перемещать его поршень до тех пор, пока он
не дойдет до упора или пока золотник не перекроет каналы, установившись
в среднем положении.
Вследствие такого неограниченного перемещения сервомотора регули-
рующий орган (задвижка) перекроет полностью доступ воды в турбину и
обороты уменьшатся настолько, что маятник начнет перемещать золотник
в обратном направлении. Когда пояски золотника соединят при своем
движении другую полость сервомотора, масло переместит сразу же поршень
в обратном направлении, задвижка полностью откроется, резко подавая
воду на рабочее колесо и разгоняя гидроагрегат. Таким образом, эта систе-
ма регулирования, так же как и прямое регулирование, будет вызывать
колебательную работу гидроагрегата, что не соответствует необходимым
требованиям.
Для достижения устойчивости процесса регулирования необходимо
добиться, чтобы в каждом положении поршень сервомотора запирался
золотником (оба канала сервомотора были бы перекрыты поясками золот-
ника). Золотник запирает каналы сервомотора только тогда, когда он
находится в так называемом среднем положении. Для возвращения золот-
ника в среднее положение в конце процесса регулирования в системах ре-
гулирования применяется выключатель, или обратная связь.
90
Таким образом, процессом регулирования является следующий цикл
Действия агрегата и'системы регулирования:
'' изменение частоты вращения агрегата при изменении нагрузки;
замер новой частоты вращения маятником и передача команды испол-
нительному органу — сервомотору;
воздействие сервомотора на регулирующий орган;
изменение положения регулирующего органа и соответственно измене-
ние количества подаваемой воды;
набор агрегатом требуемой частоты вращения и возвращение маятника
в соответствующее этой частоте положение.
В схеме, показанной на рис. 53, благодаря введению в нее обратной
связи, устранен дефект предыдущих схем, связанный с колебательным из-
менением частоты вращения гидроагрегата при изменении режима работы.
§ 26. Схема непрямого регулирования с одним усилением
и обратной связью
Во время работы турбины с постоянной нагрузкой муфта маятника
занимает какое-то постоянное положение, соответствующее замеренной
маятником частоте вращения. Золотник сервомотора при этом находится в
среднем положении. При изменении положения муфты маятника, например
движении вверх вследствие увеличения частоты вращения, муфта переме-
щает тягу АБВ (рис. 53) вместе с подвешенным в точке Б золотником. Эта
тяга Шарнирно закреплена в точке В на штоке поршня сервомотора и вра-
щается вокруг этой неподвижной в данный момент точки.
Перемещаясь вместе с тягой вверх, золотник 6 соединяет канал серво-
мотора в полость над поршнем с линией масла под давлением, а полость
под поршнем — со сливом. Поршень вместе со штоком передвинется вниз,
переместив одновременно точку В тяги. В этом случае точка Л тяги остает-
ся неподвижной и вокруг нее вращается тяга ВБА, увлекая вниз вместе с
собой подвешенный в точке Б золотник. Движение поршня, тяги и золот-
ника происходит до тех пор, пока золотник не придет в среднее положение
и своими поясками не перекроет окна каналов, прекратив подачу и слив
масла в сервомоторе, т.е. запрет поршень сервомотора. Тяга ВБА в этом
случае выключает действие системы регулирования, являясь обратной
связью. Этим включением заканчивается процесс регулирования.
Как видно из схемы, система регулирования, снабженная обратной
связью, работает устойчиво и не допускает колебаний частоты вращения
гидрогенератора в процессе регулирования.
§ 27. Статическая характеристика регулирования
Как было рассмотрено, грузы маятника регулятора расходятся под
действием центробежной силы, вызываемой вращением вала регулятора.
Чем больше частота вращения вала, тем дальше расходятся грузы и тем,
следовательно, выше поднимается муфта маятника. Значит, каждому зна-
чению частоты вращения соответствует строго определенное положение
муфты регулятора. В то же время для получения от турбины мощности ,:г
91
необходимо подавать соответствующий расход воды через направляющий
аппарат или задвижку. Очевидно, что чем больше открыт направляющий
аппарат, тем больше он пропускает воды, тем большую мощность наберет
агрегат.
Таким образом, каждому значению мощности турбины соответствует
определенное открытие задвижки (направляющего аппарата). Но величи-
на открытия задвижки, как видно из схем, показанных на рис. 51, 52 и 53,
определяется положением муфты маятника регулятора, а положение муф-
ты зависит от частоты вращения турбины. Можно заметить, что чем больше
частота вращения турбины, тем меньше открыта задвижка и тем, следова-
тельно, меньшую мощность можно получить от турбины, и наоборот. Значит,
при изменении нагрузки (подключении потребителей) на агрегате, работа-
п
-1------------------------------
0.5 N Nn0„H
ющем изолированно от общей электриче-
ской сети, от TVg, равной нулевой мощности
(холостой ход турбины), до N3, равной
полной мощности, частота вращения тур-
бины изменяется, уменьшаясь от пх до п2.
Если построить график (рис. 54), на
котором по горизонтальной оси отложить
различные значения мощности турбины
Ng, а по вертикальной оси — частоту вра-
щения п, развиваемую турбиной при этих
мощностях, получим кривую АБ, называе-
те. 54. График статической хара- мую статической характеристи-
ктеристики регулирования кой регулирования турбины.
Разница между частотой вращения турбины на холостом ходу Ир ко-
торому соответствует мощность холостого хода 7VX х, и при полной нагруз-
ке (NnonH)n2 называется неравномерностью регулирования
(«1 — «j). Степень неравномерности регулирования 6 определяется отноше-
нием разности частоты вращения (п^ — Hj) к номинальной частоте враще-
ния турбины Ч1ом и выражается в процентах:
6=100% (^ -п2) /4,0М.
Степень неравномерности регулирования современных машин состав-
ляет 5—6%.
Пример. Номинальная частота вращения турбины йНОм= об/мин, а степень
неравномерности Б =5%. На какую величину ди изменится частота вращения турбины
при изменении нагрузки от холостого хода до полной?
д п = (150 • 5)/100 =7,5 об/мин.
Таким образом, если гидрогенератор, работающий изолированно от общей элек-
трической сети, имел на холостом ходу 150 об/мин, то при наборе полной нагрузки его
частота вращения будет п2 =150 - 7,5 =142,5 об/мин.
Из приведенных выше рассуждений следует, что при изменении нагруз-
ки гидроагрегатов изменяется и частота вращения, а следовательно, меняет-
ся частота вырабатываемого ими переменного тока. Но потребителям нуж-
92
на постоянная частота тока — это одно иэ важнейших требований к ка-
честву электроэнергии. Поэтому в регуляторах имеется специальное прис-
пособление, позволяющее изменять частоту вращения гидроагрегата, под-
держивая ее постоянной при изменении нагрузки.
§ 28. Системы регулирования с двумя и более усилениями.
Двойное регулирование с управлением двумя регулирующими органами.
Регуляторы гидротурбин и связь их с валом агрегата
Регулирующие органы современных гидротурбин настолько велики и
громоздки, что введение в схему регулирования одного усиления не дает
должного эффекта. Золотник, через который масло поступает в сервомо-
тор, должен быть больших размеров, чтобы быстро пропустить необходи-
мое количество масла. Если же масло через золотник будет поступать
медленно, система регулирования не справится с задачей быстрого измене-
ния нагрузки. Частота вращения турбины при этом будет изменяться в не-
допустимо широких пределах.
Для увеличения быстродействия регулирования и получения большой
перестанавливающей силы в исполнительные органы системы регулятора
вводят дополнительные, промежуточные усиления. В этом случае приме-
няют схемы с двойным или тройным усилением. Рассмотрим работу схемы
с двойным усилением, показанную на рис. 55.
При увеличении электрической нагрузки на генератор 3 частота враще-
ния гидроагрегата уменьшается. Грузы регулятора 5 сходятся, и муфта 4
идет вниз, одновременно опуская точку Л тяги АБВ. Поворачиваясь вокруг
неподвижной в данный момент точки Б, тяга АБВ поднимает золотник 7
вверх, открывая канал сервомотора 8 в полость над поршнем для прохода
Рис. 55. Схема регулирова-
ния с двойным усилением:
1 — рабочее колесо тур-
бины, 2 — вал агрегата,
3 - генератор, 4 — муфта
регулятора частоты враще-
ния, 5 — регулятор час-
тоты вращения (маятник),
6 — тяга к золотнику
сервомотора первого уси-
ления, 7 - золотник серво-
мотора первого усиления,
8 — сервомотор первого
усиления, 9 - золотник
сервомотора второго уси-
ления, 10 - сервомотор
второго усиления (привод
задвижки), 11 — букса
золотника обратной связи,
12 — тяга обратной связи
к золотнику второго уси-
ления, 13 — задвижка
(направляющий аппарат)
93
масла под давлением, а полость под поршнем соединяя со сливом. Поршень
опускается вниз, и вместе с его штоком идет вниз точка Б тяги АБВ.
Поворачиваясь вокруг неподвижной в данный момент точки А, тяга АБВ
опускает вниз золотник 7. Поршень вместе с золотником 7 идет вниз до
тех пор, пока золотник не придет в среднее положение и запрет поршень,
перекрыв каналы напора и слива масла.
Сервомотор первого усиления 8, двигаясь вниз, опускает золотник 9
сервомотора второго усиления, который сообщает каналы сервомотора
второго усиления 10 полости под поршнем с маслом под давлением, а
полости над поршнем — со сливом; поршень сервомотора 10 поднимается
вверх, открывает задвижку 13, увеличивая подачу воды к рабочему колесу
1 турбины.
Одновременно с поршнем идет вверх тяга ГДЕ, которая, поворачива-
ясь вокруг неподвижной точки Д, опускает буксу 11 золотника 9. Поршень
будет передвигаться вверх до тех пор, пока окна буксы не совпадут с пояс-
ками золотника и не перекроют напорный и сливной каналы сервомотора.
Этим заканчивается процесс регулирования.
При уменьшении электрической нагрузки водяная задвижка будет
закрываться, что легко проследить по приведенной схеме.
Во время работы поворотно-лопастных турбин необходимо управлять
двумя регулирующими органами: направляющим аппаратом и лопастями
рабочего колеса, так как при изменении мощности, вырабатываемой турби-
ной, изменяется открытие лопаток направляющего аппарата. Одновременно
изменяется и угол разворота лопастей рабочего колеса. Команду для дей-
ствия. сервомоторов направляюще-
го аппарата и поворота лопастей
рабочего колеса подает один маят-
ник регулятора, а далее импульс
вдет по двум направлениям (двой-
ное регулирование). Система двой-
ного регулирования применена так-
же для ковшовых турбин: от од-
ного импульса одновременно при-
ходят в движение запорная игла и
отсекатель струи. В регуляторе ус-
танавливается управляющий сер-
вомотором лопастей клин-ком-
бинатор (если он выполнен в виде
клина) или кулачок-комбинатор
(если он выполнен в форме
кулачка переменного профиля),
На крупных гидротурбинах регулятор обычно монтируется рядом с ге-
нератором на площадке машинного зала в специальном металлическом
ящике — колонке регулятора (рис. 56). Колонка имеет открывающиеся со
всех сторон дверцыили съемные щиты, через которые производится осмотр,
ремонт и наладка регулятора. На переднюю лицевую стенку колонки
установлены рукоятки и маховички управления турбиной, а также выведе-
ны стрелки указателей положения регулирующих органов.
94
Основная часть регулятора — маятник (центробежный регулятор час-
тоты вращения) — приводится во вращение электродвигателем, связанным
электрически с сидящим на валу гидроагрегата специальным регуляторным
генератором (пендель-генератором). Регуляторный генератор, вращаясь
вместе с гидрогенератором, вырабатывает электрический ток, который
вращает двигатель маятника.
Так как частота вращения турбины обычно невелика, частоту вращения
маятника увеличивают в несколько раз соответствующим подбором числа
пар полюсов электродвигателя. Увеличением частоты вращения маятника
добиваются увеличения развиваемой им центробежной силы, что позволяет
уменьшить габариты его деталей. В старых конструкциях гидротурбин
маятники регулятора приводились во вращение ременной передачей.
§ 29. Маслонапорные установки
Маслонапорные установки (рис. 57) предназначены для обеспечения
маслом под давлением системы регулирования гидротурбин различных
типов. В некоторых конструкциях гидротурбин маслом под давлением из
МНУ обеспечиваются также рабочие механизмы дисковых и шаровых зат-
воров и холостых выпусков.
Маслонапорная установка котель-
ного типа (рис. 58) состоит из сливного
масляного бака 5, масловоздушного
котла 18, двух винтовых масляных на-
сосов 12 с электродвигателями 9, двух
перепускных 10, двух предохранитель-
ных 13 и двух обратных 11 клапанов
насосов и системы трубопроводов.
Масловоздушный котел служит
аккумулятором масла. Его объем вы-
бирают с таким расчетом, чтобы нахо-
дящегося в нем масла было достаточ-
но для многократного заполнения по-
лостей сервомоторов, участвующих в
процессе регулирования (особенно
при сбросах нагрузки). При отсутст-
вии котла нужно было бы для быст-
родействия регулирования иметь мас-
ляные насосы большой производитель-
ности, которые в процессе регули-
Рис. 57. Маслонапорная установка ко-
тельного типа
рования использовались полностью, а затем качали бы масло вхолостую,
напрасно расходуя электроэнергию.
В масловоздушном котле находятся под давлением масло и сжатый
воздух. Воздух заполняет почти 2 /3 объема котла. Сжатый воздух, находя-
щийся в котле, поддерживает почти без изменения давление масла в систе-
ме; небольшое увеличение объема воздуха при расходе масла незначитель-
но уменьшает давление в котле, и работоспособность масла остается преж-
Возврат с л об о о-
го масла
Работа маслонапорной установки заключается в следующем: один из
насосов 12 забирает масло из масляного бака 5 и подает его в масловоз-
душный котел 18 через обратный клапан 11. При достижении в котле рабо-
чего давления перепускной клапан 10 открывает слив масла от насоса в
масляный бак. При понижении давления в котле перепускной клапан за-
крывает слив в масляный бак и масло снова идет в котел. Второй масляный
насос находится в резерве. Действующие насосы работают в непрерывном
или прерывистом режимах.
Предохранительный клапан 13 вступает в работу в случае повреждения
перепускного клапана или при повышении давления масла до давления,
включающего этот клапан.
Масло из маслонапорного котла поступает к механизмам системы
регулирования, а оттуда после работы через сливной трубопровод возвра-
щается в масляный бак.
Маслонапорные установки представляют собой отдельные агрегаты,
которые монтируют рядом с гидроагрегатами и связывают маслопрово-
дами с колонками регуляторов и сервомоторами системы регулирования.
Ниже рассмотрена конструкция отдельных частей МНУ.
Масляный бак. Бак сварен из листовой стали и служит опорой для уста-
новки- на нем маслонапорного котла, насосов и монтажа остального обору-
дования МНУ. Внутри бак разделен обычно на две части: одна служит для
масла, сливаемого из системы регулирования, вторая — приемная к масло-
насосам. Части отгорожены друг от друга сетчатым фильтром 4, установлен-
ным на рамке. При засорении фильтра рамку вынимают и фильтр чистят.
Масло из масляного бака для очистки периодически пропускают через
фильтр-пресс. Установку с фильтрпрессом подсоединяют к баку, берут
масло из самых нижних его точек и, прогоняя насосом через бумажный
фильтр, снова сливают в бак.
Масляный бак оборудован поплавковым указателем 8 уровня масла,
который имеет контакт сигнализации, замыкающийся при чрезмерном
понижении уровня.
Масловоздушный котел и масловоздушный компрессор (помпа).
Котлы изготовляют сварными из листового котельного железа в виде ци-
линдра с приваренными штампованными днищами. На обечайке котла име-
ется фланец, которым он опирается и закрепляется на крышке бака, а к
днищу приварен патрубок горловины лаза. Горловина должна доставать до
дна маслосливного бака (до специального отверстия в нем), плотно прик-
репляться фланцем к днищу бака, чтобы из бака не вытекало масло, а лаз
закрываться крышкой. Такое расположение лаза создает возможность ос-
мотра котла снизу (со стороны дна масляного бака) без слива масла.
Масловоздушный котел является сосудом, работающим под давлением,
поэтому его эксплуатация ведется в соответствии с правилами и требова-
ниями Государственной инспекции Госгортехнадзора. Периодически масло-
воздушный котел подвергается гидравлическому испытанию давлением,
равным 1,25 рабочего.
Как указывалось, котел в рабочем состоянии примерно на 1 /3 заполнен
маслом, а остальной объем заполнен воздухом. Воздух в котел подается из
станционной магистрали поршневым компрессором. Дополнительно на
97
современных маслонапорных установках иногда применяют небольшие
масловоздушные поршневые компрессоры (помпы), непрерывно подкачи-
вающие воздух в котел и работающие на масле, подаваемом под давлением
из котла.
кроме того, масловоздушный котел оборудуют реле давления 20,
сигнализирующим о падении давления в котле до наименьшего допустимо-
го предела; маслоуказательным стеклом 16; манометром 17; спускным
вентилем 14 для выпуска лишнего масла; краном выпуска воздуха в ат-
мосферу; краном подвода воздуха от компрессора; обратным воздушным
клапаном 19, отключающим воздухопровод от котла при останове ком-
прессора или понижении давления в воздушной магистрали.
Масляные насосы. Насосы служат для подачи масла под давлением
в котел, обеспечивая работу сервомоторов системы регулирования. Они
являются важнейшими механизмами маслонапорной установки.
В старых конструкциях МНУ применяли зубчатые масляные насосы
(рис. 59). В корпусе насоса вращаются две шестерни, одна из которых при-
водится в движение электромотором и называется ведущей; вторая шес-
Рис. 59. Схема зубчатого масляного насоса
Рис. 60. Винтовой насос:
1,9 — всасывающая и нагнетающая камеры, 2 —
подпятник ведущего винта, 3 — качающийся ста-
кан-подпятник ведомого винта, 4 - отверстие
гидравлической разгрузки и смазки подпятников,
5, 7 - впадины ведущего и ведомого винтов,
6 — виток ведущего винта, 8 - втулка с бабби-
товой заливкой
98
терня, вращающаяся от защепления с ведущей, называется ведомой. Масло
захватывается зубьями шестерен на стороне всасывания и перегоняется на
сторону нагнетания объемами, замкнутыми между соседними зубьями
шестерни и корпусом насоса. Производительность насоса зависит от объема
пространства между соседними зубьями, количества таких впадин, длины
зуба и частоты вращения шестерен. Производительность насоса снижается,
если зазоры между корпусом насоса и вершинами зубцов или зазоры по
торцам шестерен велики.
В современных конструкциях маслонапорных установок применяют
винтовые насосы (рис. 60), как и шестеренчатые, объемного типа. Насос
имеет всасывающую 1 и нагнетательную 2 камеры, расположенные в его
Рис. 61. Перепускной клапан:
1 — корпус, 2 — клапан, 3 — дифференциальный поршень, 4 -
шток поршня, 5 — пружина, 6 — гайка настройки, 7 — контргайка,
8 — золотник регулирования давления над верхней поверхностью
поршня, 9 - дроссельный винт, 10 - трубка для подачи из МНУ
масла под давлением
99
корпусе. Внутри корпуса имеется втулка 8 с тремя сквозными цилиндри-
ческими отверстиями, залитыми баббитом. Эти отверстия соединяют каме-
ры всасывания и нагнетания; в них расположены три рабочих винта, сред-
ний из которых, соединенный с электродвигателем, является ведущим и
имеет правую нарезку. Боковые винты — ведомые — имеют левую нарезку.
Резьба винтов подогнана так, что в местах касания получаются хорошие
уплотнения, которые разделяют насос по длине на ряд закрытых полостей,
образующихся во впадинах 5 и 7 винтов. Масло, попадающее из камеры
всасывания на винты в эти полости, проталкивается в камеру нагнетания.
Соотношение размеров винтов подобрано так, что ведомые винты вра-
щаются не под действием зацепления с ведущим винтом, а под давлением
масла, проталкиваемого в осевом направлении. Зазор между винтами и
баббитовой заливкой устанавливается равным 0,04—0,06 мм. Так как тре-
ние винтов по баббитовой заливке происходит через пленку масла, износ
заливки очень мал и проявляется только при грязном масле.
Масляные насосы оборудованы обратным клапаном, закрывающим
доступ масла из котла при останове насоса, и предохранительным клапа-
ном, перепускающим масло в сливной бак при большом повышении дав-
ления. Перепускной клапан МНУ является основным регулирующим при-
способлением, подающим масло в котел и переключающим масло на слив
при достижении нормального давления в котле. Одна из конструкций та-
кого клапана показана на рис. 61.
§ 30. Вспомогательное оборудование
Холостые выпуски. При быстром закрытии направляющего аппарата в
трубопроводах и спиральной камере турбины может возникнуть гидрав-
лический удар. Чтобы предотвратить его, на спиральных камерах турбин
устанавливают холостые выпуски, которые в момент закрытия направля-
ющего аппарата отводят от турбины часть воды. Холостой выпуск откры-
вается примерно со скоростью закрытия направляющего аппарата, что
обеспечивает относительное постоянство расхода воды в водоводе. В
конце процесса регулирования холостой выпуск медленно закрывается и
прекращает неэкономичный расход воды.
Клапаны срыва вакуума. При резком закрытии направляющего аппара-
та в полости рабочего колеса и отсасывающей трубе образуется вакуум, что
может привести к обратному удару волны со стороны нижнего бьефа. Для
ликвидации обратного удара в полость над рабочим колесом через специ-
альные устройства, называемые клапанами срыва вакуума, впускается
атмосферный воздух. В современных турбинах эти клапаны приводит в
действие регулирующее кольцо направляющего аппарата. При быстром
повороте кольца клапан открывается и впускает воздух. Если поворот
кольца происходит медленно и вакуум под колесом не образуется, клапа-
ны срыва остаются закрытыми.
Применяют новые клапаны, которые открываются только под воздей-
ствием резкого возрастания вакуума, без участия регулирующего кольца.
Механизмы откачки воды. Через уплотнения цапф лопаток, сальник ва-
ла и другие неплотности просачивается вода, которая собирается на крышке
100
турбины. Для ее откачки применяют водоструйные эжекторы или откачи-
вающие электронасосы. Кроме того, турбинные установки оборудуют
насосными агрегатами для откачки воды из спиральной камеры и отсасы-
вающей трубы при осушении агрегата. Насосные установки применяют
также для технического водоснабжения агрегатов.
Лекажные агрегаты. Все протечки масла из сервомоторов и других
элементов системы регулирования турбины по специальным сливным
трубкам попадают в сборный бак, на крышке которого установлен на-
сос, перекачивающий масло в главный масляный бак. Сборный бак обо-
рудован поплавковым устройством, включающим и выключающим элек-
тромотор перекачивающего насоса. Бак с насосом и поплавковым устрой-
ством называется лекажным агрегатом.
Быстродействующие затворы. При разгоне турбины в случае поврежде-
ния системы регулирования и несвоевременном закрытии направляющего
аппарата вступают в действие затворы, прекращающие доступ воды к тур-
бине. Быстродействующие затворы могут закрываться вручную и с по-
мощью реле, срабатывающего от удара бойка центробежного выключателя.
Центробежный выключатель, смонтированный на валу турбины, сраба-
тывает при определенной частоте вращения, устанавливаемой заводом-
изготовителем. Момент срабатывания выключателя регулируют при монта-
же и ремонтах; в процессе эксплуатации выключатель периодически прове-
ряют.
Рис. 62. Схема дискового затвора
Рис. 63. Схема шарового затвора
Быстродействующие (быстропадающие) затворы различны по кон-
струкции и принципу работы. По конструкции различают дисковые,
шаровые и щитовые, или плоские, затворы.
Дисковый затвор, схема которого показана на рис. 62, представляет
собой заслонку, поворачивающуюся относительно своей оси, перпендику-
лярной оси трубопровода. В открытом положении затвор располагается
плоскостью вдоль потока. При закрытии он поворачивается на 90° и уста-
навливается поперек потока, перекрывая доступ воды в турбине.
В шаровом затворе (рис. 63) имеется отверстие, которое в открытом
положении является как бы продолжением трубопровода. При закрытии
затвор поворачивается на 90° и поток воды запирается его боковыми
стенками.
Привод шарового и дискового затворов осуществляют сервомоторы,
действующие от маслонапорной установки; при неисправности МНУ вклю-
чается резервный масляный насос. Плоский быстропадающий затвор пред-
101
ставляет собой коробчатую конструкцию. Привод затвора осуществляется
лебедками или гидроподъемниками.
Скорость закрытия всех типов быстродействующих затворов выбира-
ют, учитывая, что при резком срабатывании системы в турбинных водово-
дах может возникнуть гидравлический удар.Все затворы ймеют байпасные
обводы для заполнения водой спиральных камер за затворами перед их
открытием.
Контрольные вопросы. 1. Назовите основные части поворотно-лопастной гидро-
турбины и объясните их назначение. 2. Назовите основные части радиально-осевой
гидротурбины и объясните их назначение. 3. Назовите основные части ковшовой
гидротурбины и объясните их назначение. 4. Какиетипы гидрогенераторов применяют
в современных гидроагрегатах? 5. Каковы задачи регулирования гидротурбин?
6. Объясните принципы действия систем прямого и непрямого регулирования. 7. Для
чего в схемах регулирования применяют промежуточные усиления (сервомоторы) ?
8. Каково назначение маслонапорной установки? 9. Какое вспомогательное оборудо-
вание входит в гидротурбинную установку и для чего оно предназначено?
Глава четвертая
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕМОНТА ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ
И ТАКЕЛАЖНЫЕ РАБОТЫ НА ГЭС
§ 31. Ремонтные циклы, виды ремонта энергооборудования
и нормативы ППР
Надежная работа гидроагрегата и другого энергетического оборудова-
ния помимо правильной эксплуатации во многом определяется своевремен-
ностью и качеством ремонта.
Ремонт на ГЭС организуют в соответствии с ’’Правилами технической
эксплуатации электрических станций и сетей” и ’Правилами организации
технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооруже-
ний электростанцией и сетей”. Виды ремонтного обслуживания,термино-
логия понятий регламентируются Государственными стандартами: ’’Сис-
тема технического обслуживания н ремонта техники. Термины и опреде-
ления” и ’’Надежность в технике. Термины и определения”. Согласно
указанным документам, с учетом непрерывности процесса производства
электроэнергии, на ГЭС принята система планово-предупредительного ре-
монта и технического обслуживания (ППР) энергетического оборудования.
Ремонтом называется комплекс операций по восстановлейию исправ-
ности или работоспособности изделий (знергооборудования) и восстано-
влению ресурсов изделий энергооборудования или их частей.
Техническим обслуживанием называется комплекс операций или опера-
ция по поддержанию работоспособности или исправности изделия обору-
дования при использовании его по назначению, ожидании, хранении или
транспортировке (в случаях демонтажа или установки нового оборудова-
ния).
102
Техническое обслуживание проводят как при нахождении оборудова-
ния в резерве, так и при его действии. Перечень и периодичность работ
по техническому обслуживанию устанавливают на электростанции для
каждого агрегата, механизма, устройства, аппарата, системы. В перечень
работ по техническому обслуживанию входят доливка масла, замена и
поджатие сальниковых набивок, замена поврежденных смотровых стекол,
устранение протечек во фланцевых соединениях, а также осмотры для
проверки технического состояния и исправности оборудования и поддержа-
ние его чистоты. Обнаруженные повреждения, если они не устранены при
техническом обслуживании находящегося в резерве оборудования, записы-
вают в ведомость работ ближайшего ремонта.
Государственным стандартом предусмотрены капитальный, средний
и текущий ремонты оборудования, выполняемые в соответствии с норма-
тивно-технической документацией.
При капитальном ремонте, заменяя или ремонтируя все части обору-
дования, включая базовые, полностью восстанавливают его исправность,
а также полностью или частично — ресурс.
Цель капитального ремонта — доведение параметров оборудования,
размеров деталей и сопрягаемых элементов до указанных в технической
документации. Капитальный ремонт гидроагрегата проводят один раз в
4—6 лет или после наработки 25 000 ч под нагрузкой.
При среднем ремонте, заменяя или ремонтируя некоторые части обору-
дования, полностью восстанавливают его исправность и частично — ресурс.
Одновременно контролируют состояние частей оборудования, ремонт
которых на этом этапе не предусмотрен.
Нормативно-технической документацией средний ремонт гидроагрега-
тов и другого энергетического оборудования ГЭС не предусмотрен. В виде
исключения он может быть разрешен вышестоящей организацией в период
между капитальными ремонтами, если оборудование не может проработать
до следующего капитального ремонта и устранение неисправности требует
большего времени, чем текущий ремонт.
Текущий ремонт выполняют для обеспечения или восстановления
работоспособности изделия знергооборудования. Он заключается в замене
и (или) ремонте отдельных деталей. Цель текущего ремонта — устранение
незначительных повреждений, протечек, поломок оборудования, регули-
ровка и наладка автоматических устройств и механизмов, а также его
подготовка к паводку или зиме, устранение неисправностей, возникших
при безостановочной работе при паводке.
Перечисленные виды ремонта и техническое обслуживание являются
плановыми. Кроме того, при ненормальной работе оборудования или
авариях проводят внеплановый ремонт.
Последовательность и периодичность проведения плановых ремонтов
регламентируется ремонтным циклом каждой единицы оборудования.
Ремонтным циклом называются наименьшие повторяющиеся интер-
валы времени' или наработка изделия, в течение которых в определенной
последовательности выполняют установленные нормативно-технической
документацией виды ремонта. Нормативно-техническую документацию
разрабатывает электростанция или по ее заказу обслуживающее ремонтное
103
предприятие, или специализированная конструкторско-технологическая
организация в централизованном порядке.
Согласно введенным в последнее время Государственным стандартам,
ремонтную документацию для нового оборудования должен разрабатывать
»авод-изготовитель и организация, проектирующая новую ГЭС.
Примерная структура ремонтного цикла (продолжительностью 10 лет)
гидроагрегата приведена ниже:
Годы ремонтного
кикла................ 1 2 3
Виды ремонта и
техническое обслужи-
вание.................Т] Т, Т]
тг та та
то то то
4 5 6 7 8 9 10
Tj К1 т, т, т, т, к2
та та т2 та та та т2
то то то то то то то
В приведенной структуре ремонтного цикла гидроагрегата приняты
следующие условные обозначения: Кд, К2 — капитальный ремонт первой
и второй категорий; Ti, Т2 — текущий ремонт первой и второй категорий;
ГО - техническое обслуживание.
Ремонтный цикл условно начинается с первого года эксплуатации,
но отсчет его можно начать с любого года; по истечении каждых десяти
Лет цикл повторяется. Структура цикла предусматривает определенную
Последовательность ремонтов по годам и периодичность каждого вида
ремонта и ТО.
Примерная обобщенная структура ремонтного цикла может не соответ-
ствовать ремонтным циклам некоторых конкретных гидроагрегатов.
Как видно из структуры цикла, ежегодно на гидроагрегате должны прово-
диться два ремонта и ТО; периодичность капитального ремонта пять лет.
Приведенные две категории капитального ремонта Ki и К2 разли-
чаются объемами работ, например объем работ при К2 больше объема ч?
работ при Kt. Если каждые пять лет требуется ремонт и замена одной х
t-руппы деталей, исчерпавших свой ресурс, то работы по их ремонту сос-
тавляют объем Kj.
Дополнительно каждые десять лет требуется замена и ремонт другой
группы деталей; объем работы по ремонту этих двух групп деталей соста-
вит суммарный объем работ капитального ремонта К2.
При одинаковых объемах работ категорию капитальных ремонтов не
устанавливают, ее обозначают буквой К. В этом случае продолжительность
ремонтного цикла составит пять лет, а затем цикл повторится.
Примерной структурой ремонтного цикла предусмотрены текущие
ремонты первой и второй категорий Ti и Т2, различающиеся объемами
работ. Для некоторых агрегатов устанавливают постоянный объем работ
при текущем ремонте без определения категории: в этом случае его обозна-
чают буквой Т.
При капитальном и текущем ремонтах гидроагрегаты выводят из
работы. Продолжительность ремонтов влияет на коэффициент техничес-
кого использования агрегата.
Техническое обслуживание проводят на находящемся в резерве или
104
действующем оборудовании; оно не влияет на коэффициент технического
использования гидроагрегата.
Ремонтный цикл и его структура для каждого изделия (гидроагрегата,
насоса, механизма, системы) являются основой нормативов планово-
предупредительного ремонта (ППР). В нормативы ППР для каждого вида
ремонта и ТО входят: продолжительность; номенклатура (перечень и
объем) работ; трудоемкость; перечень и количество запасных частей й
материалов; стоимость трудовых затрат, материалов, запасных частей.
Нормативы ППР разрабатываются на основе статистики периодичности
износа, повреждаемости, потери работоспособности, замены узлов и дета-
лей оборудования, в результате обработки которой составляются перечни
ремонтных работ и устанавливается периодичность их выполнения.
§ 32. Организация рабочего места слесаря при
ремонте оборудования
Рабочее место слесаря по ремонту гидротурбин и вспомогательного
оборудования чаще всего находится у ремонтируемого оборудования:
на рабочем колесе или в шахте турбины, у подпятника, на маслонапорной
установке или вспомогательном оборудовании и т.д. Поэтому каждый
раз перед началом ремонта устраивается рабочая площадка.
На рабочее место прежде всего доставляют необходимый инструмент,
приспособления, запасные части и материалы. Поблизости от места работ
устанавливают верстаки с тисками, ящики для хранения инструмента и
переносной наждачный станок для заточки режущего и рубящего инстру-
мента. При организации рабочего места на длительный срок к месту работ
подводят от компрессора воздух, устанавливают дополнительное освеще-
ние, подводят ацетилен для газосварки, оборудуют место для кислородных
баллонов, если необходимо, доставляют сварочные трансформаторы
переменного тока и сварочные генераторы постоянного тока. Для чистого
и грязного обтирочного материала, а также для хранения снятых крепеж-
ных деталей и мусора подготовляют и устанавливают специальные ящики.
Кроме того, принимают меры, обеспечивающие безопасное проведение
работ. Отводят места для курения и отдыха ремонтного персонала, про-
ведения инструктажа, вйдачи заданий на работу, подведения итогов выпол-
нения заданий и др. Поблизости от рабочих площадок устанавливают пере-
носную доску объявлений, на которой вывешивают распоряжения руко-
водителя работ о составах звеньев и бригад, порядке сменности персонала,
случаях нарушения трудовой дисциплины, поощрениях отличившихся и
т.д. На этой же доске помещают объявления общественных организаций.
Рабочую площадку для долговременного ремонта оборудуют бачком
_с питьевой кипяченой водой и стаканом. Питьевую воду ежедневно заме-
няют, бачок при зтом моют. На рабочей площадке устанавливают также
аптечку-шкафчик с набором необходимых медикаментов, которые систе-
матически пополняют.
В непосредственной близости от лаза в турбину в течение всего времени
работ хранят носилки, приспособленные для транспортировки пострадав-
ших в вертикальном положении и спасательный пояс. Носилки должны
105
быть снабжены проверенной веревкой достаточной длины для подъема их
с грузом. Веревку испытывают грузом массой 225 кг и обеспечивают
приспособлением для быстрой зацепки носилок и пояса.
Перед началом работ проверяют возможность прохода носилок в
люк. Люк, отведенный для спасательных целей, не загромождают кабелями,
воздушными шлангами и другим оборудованием, способным помешать
прохождению носилок; о его назначении указывают персоналу бригад при
инструктаже и отмечают соответствующим плакатом.
При кратковременной работе, если можно транспортировать ремон-
тируемое оборудование, рабочее место организуют лишь для разборки
и сборки механизма, а ремонтные операции выполняют в механической
или слесарной мастерской электростанции.
§ 33. Понятие о технологическом процессе ремонта.
Правила разборки и сборки, испытаний и приемки
оборудования при ремонте
Независимо от вида ремонта цикл его разделяется на три основных
этапа: подготовительные работы; ремонт оборудования, а также поузловая
приемка отремонтированных деталей и испытания оборудования после
ремонта.
Подготовительные работы проводят, чтобы обеспечить с первого дня
ремонта хорошую организацию работ, лучше использовать сроки, отведен-
ные на ремонт. Началом ремонта считается тот момент, когда nq разреше-
нию диспетчера системы гидрогенератор отключают от сети для вывода
его в ремонт. Если гидроагрегат не выведен в ремонт в запланированный
срок, моментом начала ремонта все же считают запланированный и раз-
решенный день, а срок ремонта соответственно сокращается на время,
которое просрочено. Срок окончания ремонта предусматривается планом
и считается с момента включения гидрогенератора в сеть для приема элект-
рической нагрузки.
Каждый механизм и деталь, как и все оборудование в целом, можно
отремонтировать разными методами, в различной последовательности, с
применением всевозможных приемов. Последовательность операций,
метод проведения ремонта, способ устранения дефектов деталей, а также
очередность ремонта тех или иных деталей составляют технологию, или
технологический процесс, ремонта. Предварительная разработка техно-
логии ремонта для всего оборудования в целом, а также для каждой его
части в отдельности нужна, чтобы при наименьших трудовых затратах
выполнить работы в кратчайший срок и хорошего качества.
Технология ремонтных работ определяется на основании соответствую-
щей технической документации и опыта ремонтного персонала. Технологи-
ческий процесс ремонта непрерывно совершенствуется. Самое верное
средство улучшения технологии ремонта — внедрение механизации трудо-
емких процессов. Иногда небольшая переделка серийных инструментов
и механизмов или применение дополнительного приспособления позволяют
механизировать процесс ремонта, снизить время выполнения работ и умень-
шить затраты. .
106
---------------
• Следует, однако, помнить, что самостоятельное и неграмотное измене-
ние слесарем технологии ремонта может привести к повреждению детали.
Поэтому всякое изменение технологии необходимо согласовывать с руко-
водителем работ. Принятая технология ремонта требует строгого соблюде-
ния ее всем ремонтным персоналом. Точное выполнение метода ремонта
называется технологической дисциплиной, и лица, нарушающие ее, несут
ответственность в административном порядке.
Разборка и сборка, испытания и приемка оборудования. Перед разбор-
кой любого механизма необходимо тщательно осмотреть все его части
и найти заводские метки на сопрягаемых деталях. Если меток нет, необ-
ходимо пометить все разбираемые детали цифрами, буквами или керне-
ром, обязательно наметить риски, которые дадут возможность осуществить
правильную сборку после ремонта.
Все контрольные шпильки и призонные болты маркируют по месту
установки, а также для того, чтобы отличить их друг от друга. Если кре-
пежные детали необходимо подбирать по массе для соблюдения баланса,
маркируют как болты, так и установленные на них гайки.
Иногда перед снятием деталей на них намечают засечные реперы: кер-
нером ставят точки на фундаменте и на снимаемой детали, замеряя рас-
стояние между ними шаблоном из проволоки, что облегчает прицентровку
и точную установку деталей на место после ремонта. Фланцевые соедине-
ния, уплотняемые мастикой, после снятия крепежных деталей разъединяют
отжимными болтами. Разъединять детали молотком или кувалдой не
рекомендуется, а чугунные детали запрещается: чугун может дать трещину.
Если на разъеме имеются прокладки, их замеряют и записывают мате-
риал и толщину. Необходимо помнить, что часто толщиной прокладки
определяется взаимное расположение деталей или устанавливается нужный
зазор между вращающимися и неподвижными частями. Произвольно
изменять толщину прокладок нельзя.
Под лапы двигателей, насосов и крестовин генераторов часто устанав-
ливают металлические прокладки, служащие для центровки и выравнива-
ния. Их при разборке замеряют, а результаты замеров и суммарную тол-
щину прокладок под каждой лапой записывают в журнал ремонта; прок-
ладки из-под каждой лапы связывают отдельно, снабжают картонной
биркой с надписью места установки и убирают.
Детали разобранного механизма тщательно осматривают и определяют
степень их износа. Данные осмотра и замеров ответственных деталей зано-
сят в формуляры. На основании осмотров определяют объем работ и
производят ремонт. Для определения необходимого объема работ замеряют
зазоры, размеры и другие данные сравнивают с соответствующими тех-
ническими нормами и условиями, а также с указаниями завода-изготови-
теля. В случае расхождения фактических данных с требованиями ТУ при
ремонте восстанавливают необходимые размеры детали, зазоры в подшип-
никах, чистоту поверхностей и др.
Если деталь невозможно восстановить при ремонте, ее заменяют новой.
Очень часто запасные детали делают с припусками для обработки на месте.
Прежде чем установить деталь, ее пригоняют, следят, чтобы она хорошо
сопряглась с соседними незаменяемыми деталями.
107
При вскрытии полостей (масляного бака, котла МНУ, маслопроводов
I др.) следят, чтобы в них не попала грязь и посторонние предметы,для
iero вскрытые полости закрывают заглушками или брезентом, а трубо-
1роводы забивают деревянными пробками.
После ремонта размер зазоров и других контролируемых величин
заносят в формуляр механизма или узла рядом с замерами, проведен-
ными до ремонта. Качество ремонта оценивают, сравнивая размеры и
сопоставляя их с ТУ. Отремонтированные механизмы и детали принимает
мастер, руководитель работ, а особо ответственные — начальник цеха или
его заместитель по ремонту.
При сдаче - приемке отдельных механизмов бригадир предъявляет
заполненные формуляры, которые после проверки оборудования под-
писывают мастер, руководитель работ и начальник цеха. При этом оцени-
вается качество ремонтных работ по данному механизму. Особо ответ-
ственные работы оформляют специальным актом.
После ремонта производят сборку агрегата и его вспомогательного
оборудования. Особое внимание при сборке уделяют установке сопрягаемых
деталей по маркировке, тщательно осматривают закрываемые полости,
следят, чтобы в них не остались посторонние предметы и инструмент.
Следует проверить также все трубопроводы технической воды, масла и
воздуха, вынуть заглушки, установленные при ремонте. Ответственные
полости гудротурбинного оборудования закрывают в присутствии руко-
водителя работ после того, как он их осмотрит.
Целью испытаний агрегата после ремонта является получение основных
механических, температурных и других технических характеристик, поз-
воляющих оценить качество ремонта и сравнить состояние оборудования
до и после ремонта.
Испытания оборудования проводят в несколько этапов: до заполне-
ния турбины водой; после заполнения турбины водой; при работе гидро-
агрегата на холостом ходу; при работе гидроагрегата под нагрузкой. Сос-
тав и порядок испытаний на каждом этапе определяется ’’Правилами орга-
низации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и
сооружений электростанций и сетей”, утвержденными Минэнерго СССР
6 августа 1984 г.
При положительных результатах испытаний на первых трех этапах
гидрогенератор включают в сеть и он работает непрерывно в течение 24 ч
при полной номинальной мощности. Если в течение этого времени дефек-
тов в работе турбины не обнаружат, ее считают принятой из капитального
ремонта. Если выявлены дефекты, капитальный ремонт считается незакон-
ченным и турбину останавливают для их устранения; время окончания
ремонта определяется с момента повторного включения агрегата в сеть
после устранения дефектов при условии нормальной непрерывной его
работы в течение 24 ч после включения.
При приемке турбины из капитального ремонта дают предварительную
оценку качества работ; если после месяца работы агрегата под нагрузкой
оценку не изменяют, она считается окончательной.
После окончания капитального ремонта составляют акт приемки
агрегата по типовой форме с приложением ведомости объема выполненных
108
работ, технических показателей работы агрегата до и после ремонта, фор-
муляров, снятых при ремонте, и другой технической документации.
§ 34. Подъемно-транспортное и такелажное оборудование
и приспособления
Мостовые и козловые краны. Для подъема и перемещения деталей
гидротурбин, имеющих большие массу и габариты, необходимы мощные
грузоподъемные механизмы.
Машинные залы ГЭС оборудуют мостовыми подъемными кранами,
грузоподъемность которых рассчитана на самую тяжелую деталь гидро-
агрегата. На крупных ГЭС в Машинном зале может быть установлено
несколько мостовых кранов. В щитовых отделениях крупных ГЭС также
устанавливают мостовые или козловые краны для проведения операций
с затворами и шандорами. На малых ГЭС для этой цели служат тали. В
машинном зале малой ГЭС обычно устанавливают мостовой кран с ручным
приводом или кражбалку.
Перед ремонтом мостовой кран осматривают и убеждаются в том, что
его канаты не имеют обрыва проволок, а механизмы исправны, что он
проверен Госгортехнадзором и своевременно прошел периодические испы-
тания. Во время освидетельствования крана испытывают и проверяют
подкрановые пути, стальные канаты, конечные выключатели, тормозные
устройства. Полное техническое освидетельствование включает в себя
статическое и динамическое испытания крана пробным грузом и произ-
водится по указанию инспектора Госгортехнадзора один раз в один — три
года. Результаты испытаний и освидетельствований, а также записи о про-
ведении капитальных ремонтов заносят в специальную книгу.
Статическое испытание крана заключается в том, что на крюк под-
вешивают груз, соответствующий нормальной грузоподъемности крана,
поднимают его на высоту 100 мм и оставляют в подвешенном состоянии
на 10 мин. При этом замеряют стрелу прогиба моста, которая должна
быть не более 1/700 длины пролета для электрического крана и не более
1/400 для ручного. Остаточной деформации мостов крана быть не должно.
При удовлетворительных результатах статического испытания кран испы-
тывают на нагрузку, превышающую нормальную на 25% для новых кранов
и на 10% для кранов, находящихся в эксплуатации. Если и эту нагрузку
кран выдерживает, производят динамические испытания.
Динамические испытания заключаются в подъеме и опускании груза,
на 10% превышающего нормальную грузоподъемность крана, и передвиже-
нии моста и тележки с этим грузом. Одновременно проверяют действие
конечных выключателей и тормозных устройств. Конечные выключатели
подъема крюка испытывают без груза. На каждом кране ясно обозначают
его грузоподъемность, дату последнего и срок следующего испытаний.
Все движущиеся части крана, которые могут быть причиной несчаст-
ного случая, должны быть закрыты кожухами. На площадках, с которых
обслуживают кран и его механизмы, устанавливают перила высотой 1 м,
а пол покрывают сплошным настилом. Лестницы для прохода на кран и
на площадки также снабжают перилами. *
109
Необходимо обращать особое внимание на безотказное действие тор-
мозных устройств крана. Крюки кранов грузоподъемностью более 3 т
должны иметь шариковые опоры и легко вращаться. На каждом крюке
ставят клеймо с указанием его грузоподъемности. Металлические части
крана, корпуса электродвигателей и контроллеров надежно заземляют.
Тали. В тех местах, где перемещение и подъем грузов с помощью
крана невозможны (шахты турбин, камеры рабочего колеса, спиральные
камеры и т.д.), применяют тали грузоподъемностью 0,5; 1; 3; 5 и 10 т.
Перед работой тали тщательно осматривают. Особое внимание обраща-
ют на состояние грузовой цепи и самоторможение тали, которое заключается
в том, что при прекращении действия тяговой цепи груз не должен опус-
каться вниз; тали должны удерживать его на любой высоте. Каждая таль
должна быть снабжена табличкой с указанием грузоподъемности, даты
испытания и срока следующего испытания. Проверка талей производится
администрацией предприятия один раз в шесть месяцев. При износе отдель-
ных звеньев грузовой цепи, уменьшения их диаметра на 30% цепь заменя-
ется новой.
Домкраты. Для вспомогательных подъемов и перемещения тяжелых
грузов применяют реечные, винтовые и гидравлические домкраты. Наиболь-
шей грузоподъемностью обладают гидравлические домкраты. Периодичес-
кий технический осмотр домкратов производится администрацией
предприятия один раз в шесть месяцев. При осмотрах домкраты разбирают
и смазывают. Особое внимание обращают на состояние тормозных уст-
ройств реечных домкратов, самоторможение винтовых и исправность
клапанов гидравлических домкратов.
Рымы и восьмерки. Для удобства и быстроты
строповки деталей тросами и стропами применяют
рымы и восьмерки (рис, 64, а, б). Рымы - это
кольца, откованные заодно с болтом, вворачивае-
мым в нарезанное отверстие детали. При работе
с рымами проверяют целость и исправность резьбы
и вворачивают их до упора. Восьмерки — это сог-
нутые из прутковой стали приспособления S-образ-
ной формы, которые применяют при подъеме ,
деталей для быстрой зацепки. Надежность рымов
и восьмерок проверяют при испытаниях. Особен-
но тщательно нужно следить за надежностью ’’*
восьмерок, которые могут быть изготовлены из
плохого материала.
Пеньковые и стальные канаты и стропы. Пеньковые канаты исполь-
зуют для подъема небольших тяжестей, для оттяжек и опускания в камеру
рабочего колеса досок и балок при изготовлении лесов. Обычно применяют
первосортные несмоленые канаты машинной крутки, Хранят их в сухом
проветриваемом помещении. Если при употреблении канаты намокли, их
тщательно просушивают. Допускаемую нагрузку на пеньковые канаты :
выбирают в зависимости от их диаметра по таблицам. На изношенные
канаты снижают нагрузку на 20-40%.
Стальные проволочные канаты-тросы постоянно применяют для таке-
110
Рис. 64. Такелажные при-
способления:
а - рым, б — восьмерка
лажных работ при ремонте турбинного оборудования. Тросы запасовы-
вают в краны и лебедки в качестве грузовых канатов; при подъеме и
транспортировке грузов их используют как чалочные приспособления, из
них делают также стропы и оттяжки. Изготовляют тросы из тонкой сталь-
ной оцинкованной проволоки, которую свивают в пряди, а пряди свивают
в канаты. Обычно трос состоит из шести круглых прядей, обвиваемых
вокруг сердечника из пеньки или джута. Мягкий сердечник придает тросам
эластичность и служит как бы масленкой, удерживая в себе смазку и
предохраняя проволоку от ржавления.
Канаты различаются по жесткости и в зависимости от нее находят
различное применение. Чалочные канаты и стропы, подвергающиеся час-
тому изгибу, делают из особо мягких тросов из шести прядей, каждая
из которых свита из 61 тонкой проволоки. Для грузовых канатов, под-
вергающихся одностороннему изгибу, применяют мягкие тросы из шести
прядей по 37 проволок в пряди. На оттяжки и малоизгибающиеся канаты
идут жесткие тросы из шести прядей по 19 проволок в пряди.
Стропами называют отрезки тросов, концы которых заделаны петлями.
У некоторых стропов в петлю вставляют металлические желобки (коуши),
по которым огибается петля. Иногда при отсутствии заплетенных стропов
вместо петли устанавливают тросовые зажимы; их необходимо ставить
не менее трех штук. При диаметре троса от 22 до 30 мм необходимо ставить
четыре зажима на одну петлю, а на тросе, диаметр которого более 30 мм, —
пять зажимов. Если трос для обвязки короток, при наращивании можно
связать два конца прямым узлом, а затем установить зажимы. Только
зажимами сращивать концы тросов категорически запрещается.
Определение пригодности тросов и стропов к работе и отбраковку их
производят при осмотре. Тросы с одной оборванной прядью или обрыв
10% проволок в пряди на длине одного шага свивки бракуют и не допус-
кают к дальнейшему использованию. Длину шага свивки можно определить,
если замерить расстояние, которое прядь обошла вокруг троса. Для опре-
деления шага отмечают мелом какую-либо прядь и вдоль оси троса отсчи-
тывают столько прядей, сколько их имеется в сечении каната (например,
шесть), и на следующей (седьмой) пряди ставят отметку мелом. Расстоя-
ние между двумя меловыми рисками составит шаг свивки.
Для удлинения срока службы тросов и стропов необходимо соблю-
дать правила их использования и хранения: периодически тщательно сма-
зывать, хранить в бухтах, не допускать изломов и перегибов. Все чалочные
канаты и стропы необходимо осматривать не реже одного раза в 10 дн.
Если стропы используют редко, разрешается обязательный их осмотр
производить непосредственно перед выдачей.
Такелажные приспособления. Для облегчения строповки деталей и
удобства такелажных работ при монтаже и ремонте гидротурбин применя-
ют целый ряд приспособлений, поставляемых в комплекте с оборудова-
нием. Е1екоторые приспособления изготовляют на электростанции.
Так, для подъема рабочего колеса с валом и выемки ротора генератора
применяют подъемное приспособление, надежно закрепленное на валу и
удобно подвешиваемое на крюк крана. Для тяжелых роторов генераторов
на крупных ГЭС применяют траверсу, которую подвешивают на крюки
111
двух кранов. Ее применяют в тех случаях, когда грузоподъемность одного
крана недостаточна. Лопасть поворотно-лопастной турбины во втулку
рабочего колеса заводят также с помощью специального приспособления.
В ходе ремонтных работ иногда возникает необходимость в специаль-
ных такелажных приспособлениях, которые проектируют, рассчитывают
и изготовляют в зависимости от назначения. Так, на Волжской ГЭС
им. В.И.Ленина надо было снять конус-обтекатель и днище рабочего колеса,
не разбирая агрегат. Были изготовлены специальные приспособления,
позволившие выполнить зту ремонтную операцию.
Все такелажные приспособления периодически осматривают и перед
употреблением проверяют пробным грузом.
§ 35. Такелажные работы
Такелажные работы при ремонте гидравлических турбин являются,
сложными и ответственными ремонтными операциями; к их проведению,
допускаются только специально обученные работники, сдавшие экзамены
по специальности стропалыцика-запепщика комиссии с участием инспек-
тора Госгортехнадзора. Проведение любых такелажных работ требует
строгого выполнения правил техники безопасности, так как малейшее
упущение и недосмотр могут привести к несчастным случаям. Руководит
такелажными работами специально назначенный и обученный человек.
Только он имеет право подавать команды машинисту крана; все остальные
работники обязаны их выполнять.
Однако при неисправностях, аварийных положениях и в других слу-
чаях, которые могут привести к авариям, повреждению оборудования и
несчастным случаям, любой член бригады или посторонние лица, заметив-
шие неисправность, имеют право подать команду ’’стоп”; машинист крана
обязан немедленно ее выполнить. Сигналы машинисту крана подают рукой
в соответствии с правилами проведения такелажных работ. Если маши-
нист крана не видит подаваемого сигнала, такелажные работы производить
нельзя. Место производства такелажных работ должно быть хорошо осве-
щено.
Следует помнить, что ремонт оборудования проводится в условиях
действующей электростанции рядом с работающими агрегатами. Любое
неправильное действие может привести к поломке и аварии действующих
механизмов. Все это требует особой осторожности при выполнении таке-
лажных работ.
Строповка тросами деталей на крюк производится такелажными уз-
лами. Как вязать узлы, можно узнать из справочников, разработанных для
монтажных и такелажных работ. Следует помнить, что увеличение угла
наклона троса к вертикали уменьшает его грузоподъемность. При равно-
мерной подвеске груза на двух вертикальных ветвях тросов на каждую
ветвь приходится половина массы детали; на трех ветвях, расположенных
под углом 120°, —1/3 массы на каждую ветвь, а при четырех -- 1/4. На дву-
рогих крюках крана нагрузка равномерно распределяется на оба рога.
Перед использованием троса или стропа необходимо проверить наличие
на нем бирки с указанием грузоподъемности и регистрационного номера.
При эачаливании на острые углы деталей устанавливают подкладки, чтобы
112
трос не перерезался. Деталь при подъеме должна быть уравновешена и
лишена возможности выскользнуть из тросов. Не разрешается оттягивать
груз краном, йоэтому перед подъемом кран устанавливают так, чтобы вер-
тикальная линия через крюк проходила по центру тяжести поднимаемой
детали.
После окончательной строповки перед транспортировкой груз пред-
варительно поднимают на 100-200 мм от пола (или места установки) и в
таком положении выдерживают несколько минут; при этом проверяют
надежность строповки, отсутствие вытяжки и соскальзывания тросов,
надежность затяжки зажимов, отсутствие скольжения в них троса и равно-
мерность натяжки ветвей. Убедившись, что груз подвешен прочно, можно
его поднимать или транспортировать.
При перемещении груза по машинному залу его поднимают так, чтобы
он был на 0,5 м выше самой высокой точки оборудования на пути следова-
ния. Двигающийся груз всегда сопровождает стропальщик-зацепщик.
Перемещение груза стараются производить в стороне от действующего
оборудования и от места прохода людей. Посторонних лиц удаляют с пути
следования груза.
Перед опусканием следует убедиться в отсутствии помех, возможности
сползания или опрокидывания груза на месте установки. На пол под груз
подставляют подкладки, защищающие покрытие пола от повреждения и
позволяющие снять тросы (выдернуть снизу). Устанавливать груз следует
только в местах, перекрытие которых рассчитано на нагрузку от его массы.
Контрольные вопросы. 1. Какие виды ремонтов приняты на ГЭС? 2. Кто выпол-
няет ремонты оборудования? 3. Что такое технологический процесс ремонта? 4. Какое
подъемно-транспортное и такелажное оборудование применяют на ГЭС?
...д.. Глава пятая
РЕМОНТ ГИДРОТУРБИН, ИХ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
<’ ' И МЕХАНИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
§ 36. Полная разборка гидроагрегата при ремонте
Полная разборка гидроагрегата с выемкой ротора в практике ремонт-
ных операций встречается сравнительно редко. Обыито это связано с необ-
ходимостью замены основных деталей турбиты (рабочее колесо, вал и др.)
или с ремонтом важнейших частей генератора (ротора, статора) - Особенно
сложны такого рода работы на крупных гидроагрегатах, когда приходится
выполнять ответственные такелажные операции: перемещать детали боль-
ших габаритов и массы. На небольших электростанциях детали гидроаг-
регата при разборке не умещаются в машинном зале и их транспортируют
на улицу. Монтажную площадку магнитного зала в этом случае используют
для такелажных операций и отдельных ремонтных работ.
Рассмотрим порядок и приемы разборки агрегата подвесного типа.
113
Предварительно агрегат осматривают и проводят измерения, результаты
которых заносят в формуляры в раздел ”До ремонта”, что позволяет в
процессе ремонта и при сборке принять меры к устранению отклонений
от ТУ. Чтобы ускорить проверку и измерения, все необходимые для этого
приспособления приготовляют заранее.
После того как сольют масло из системы смазки и регулирования,
персонал электроцеха отсоединит электрические цепи, а персонал лаборато-
рии разберет контрольно41змерительные приборы, снимают регуляторный
генератор, возбудитель и подвозбудитель. На поворотно-лопастных гидро-
турбинах отсоединяют трубопроводы маслоприемника, снимают маслопри-
емник и трубы, мешающие разборке, где возможно, вынимают из вала
агрегата штанги маслоприемника. Одновременно разбирают маслоохлади-
тели ванн подшипников.
Далее измеряют зазоры между валом и каждым сегментом верхнего
направляющего подшипника генератора и результаты вносят в формуляр.
Верхний подшипник разбирают и снимают крышку ванны.
На гидроагрегатах с генераторами подвесного типа следующий этап
разборки — снятие втулки подпятника. В тормозную систему от плунжер-
ных насосов подают масло под давлением и на тормозных домкратах
приподнимают ротор гидроагрегата так, чтобы втулка отошла от сегмен-
тов подпятника. При этом необходимо помнить, что подъем ротора не
должен превышать допускаемых по чертежам зазоров в уплотнениях тур-
бины.
При снятии втулки вынимают кольцевую шпонку, закрепленную
болтами к верхнему торцу втулки и входящую в кольцевую выточку вала
генератора. Если втулка подпятника сидит на валу без натяга, ограничив
упорами или клиньями ход домкратов, начинают медленно снижать в них
давление масла; вал гидроагрегата садится вниз, пока колодки домкратов
не дойдут до упора, а втулка упрется в сегменты подпятника и несколько
сдвинется с вала. Затем вворачивают рамы в торец втулки и осторожно
стягивают ее краном с вала. Следует помнить, что втулка, пройдя посадоч-
ное место, может подскочить от большого натяжения стропов.
При посадке с натягом втулку снимают с вала, нагревая ее. Предвари-
тельно, чтобы избежать пожара, тщательно убирают из ванны масло, припод-
нимают ротор на домкратах, отбалчивают от втулки зеркальный диск и
укладывают его на сегменты подпятника. Между втулкой и диском укла-
дывают теплоизолирующую прокладку, на которую опирается втулка при
снижении давления в домкратах и опускании агрегата, что предотвращает
коробление зеркального диска. Во втулку ввертывают рымы, застропли-
вают ее на крюк крана и слегка натягивают стропы.
Для нагрева используют газовые или керосиновые горелки или элект-
рический индуктор. Количество горелок выбирают с таким расчетом, чтобы
быстро и равномерно прогреть втулку, не нагревая вал.
Нагрев начинают у наибольшего диаметра втулки (основания), пере-
ходя затем на меньшие диаметры. Нельзя задерживать горелку на одном
месте и направлять струю пламени в места перегиба, так как это вызывает
коробление детали и в дальнейшем ее невозможно будет использовать.
Чтобы предупредить неравномерный нагрев, втулку размечают мелом на
114
ряд кольцевых участков по высоте и на сегменты окружности. Число
сегментов выбирают по количеству горелок и каждый автогенщик греет
только участок своего сегмента. По команде руководителя работ пламя
всех горелок переносят на следующий кольцевой участок по высоте втулки,
пока она не будет полностью прогрета.
Ослабление посадки втулки на валу проверяют, периодически снижая
давление масла в домкратах и опуская ротор. Как только втулка сдвину-
лась с места, начинают осторожно ее снимать краном. Задержка может
привести к нагреву вала или остыванию втулки и заклиниванию ее на валу.
Новый разогрев можно начинать после полного остывания втулки и вала
(практически на следующие сутки, не ранее чем через 12—14 ч).
Более безопасно, но медленнее можно снять втулку с вала специальным
приспособлением, которое поставляет для некоторых гидроагрегатов
завод-изготовитель.
Следующий этап разборки: съем сегментов подпятника, затем демон-
таж верхней крестовины. При этом проверяют нумерацию сегментов и,
если она отсутствует, маркируют сегменты согласно месту их установки.
После подготовки верхней крестовины к разборке, отсоединения всех
трубопроводов и снятия болтов, крепящих лапы, ее поднимают краном.
Прокладки из-под каждой лапы замеряют, связывают отдельно, привязы-
вают к ним картонную бирку с указанием места установки и убирают в
кладовую. После съема верхней крестовины разбирают нижний направляю-
щий подшипник генератора и его ванну и подвешивают рабочее колесо
турбины в камере.
Рабочее колесо радиально-осевой турбины подпирают снизу клинь-
ями, уложив их на фундаментное кольцо под нижний обод колеса. Под-
вешивание поворотно-лопастного и пропеллерного рабочих колес в камере
сложнее. Для этого снимают заглушки с монтажных отверстий лопастей и
закрепляют в них подвесные рым-болты, которые соединяют с временными
консольными кронштейнами. Консольные кронштейны приваривают или
прибалчивают к нижнему кольцу направляющего аппарата или к верхней
части камеры рабочего колеса.
На гидротурбинах малых габаритов иногда применяют подвеску рабо-
чего колеса с валом на направляющем подшипнике турбины, закрепляя
вал хомутом (закладным кольцом). В этом случае рабочее колесо выни-
мают вместе с валом, крышкой турбины и направляющим подшипником,
сидящим в расточке крышки.
Подвесив ротор турбины, разъединяют валы турбины и генератора, раз-
балчивая фланцевое соединение. Головки болтов и гайки обычно закрыты
штампованными кожухами, состоящими из двух половин, сваренных при
монтаже в кольца; кожухи закреплены на фланце болтами, которые вво-
рачивают в нарезанные отверстия болтов фланцевого соединения. Кожухи
разрезают автогеном и снимают, предварительно поставив метки их уста-
новки относительно фланцев вала.
Далее проверяют маркировку болтов и гаек фланцевого соединения;
при ее отсутствии на головках болтов, гайках и около их отверстий выби-
вают цифры или наносят кернером метки. Маркировку болтов и мест их
установки производят потому, что при монтаже болты подгоняют каждый
115
по своему отверстию и устанавливают с зазором 0,01—0,03 мм. Кроме того,
на высокооборотных гидротурбинах болты с гайками подбирают по массе,
так как установка болта с большей массой может вызвать дебаланс вала
и вибрацию агрегата.
После отворачивания гаек приподнимают домкратами тормозной
системы ротор и болты выпрессовываются из отверстий фланца генера-
тора. Если масса ротора турбины с валом невелика, его можно поднять
вместе с ротором генератора благодаря плотности посадки в отверстиях
фланцев призонных соединительных болтов. В этом случае болты выбивают
или выжимают специальным приспособлением. Рабочее колесо с валом
опускают так, чтобы центрирующий буртик фланцевого соединения валов
вышел из заточки.
Ротор генератора поднимают краном, закладывая фанерные или кар-
тонные листы шириной 500-600 мм в пространство между ротором и
статором, чтобы при подъеме ротор не касался статора. Каждый лист удер-
живает один человек, все время проверяющий, насколько свободно он
перемещается. Если лист оказывается где-либо зажатым, останавливают
подъем и ротор краном устанавливают по центру статора, освобождая
лист.
После подъема ротора генератора снимают нижнюю крестовину, пред-
варительно разобрав трубопроводы подачи воздуха и масла к тормозным
домкратам. На лапах крестовины также ставят засечки, распорные клинья
лап маркируют по месту их установки, а установочные прокладки из-под
лап замеряют, записывают размеры в журнал и, привязав бирку с над-
писью, убирают в кладовую.
Далее разбирают направляющий подшипник турбины. Сервомоторы
направляющего аппарата разбирают, если они мешают разборке других
деталей турбины. Затем снимают настил (площадки для обслуживания)
и приступают к разборке регулирующего кольца и крышки турбины.
Тяги отсоединяют от сервомоторов к регулирующему кольцу и снимают
серьги поворота лопаток. Регулирующее кольцо подвешивают на кран
и снимают с опоры. Если регулирующее кольцо нельзя вынуть целиком,
его разбирают на крышке, а затем убирают по частям.
При снятии серег проверяют их маркировку и, если она отсутствует,
серьги маркируют. Маркировка серег, поворотных рычагов лопаток, их
шпонок и пальцев на регулирующем кольце должна быть одинаковой с
маркировкой соответствующих им лопаток направляющего аппарата.
Перед снятием крышки турбины проверяют, проходит ли расточка
под направляющий подшипник турбины через фланец вала. Если она не
проходит, дополнительно разбирают внутреннюю часть крышки — про-
межуточное опорное кольцо — и демонтируют его, а затем разбалчивают и
вынимают крышку.
Рабочее колесо поворотно-лопастной и пропеллерной турбин можно
вынуть, не разбирая направляющего аппарата. Если агрегат имеет проме-
жуточный вал, его отсоединяют от вала турбины, так как вылета крана
для выемки рабочего колеса может не хватить. Если промежуточного вала
нет, проверяют возможность выемки колеса вместе с валом и удаляют
116
его из кратера агрегата. При недостаточном вылете крана отсоединяют
вал турбины и вынимают сначала его, а затем рабочее колесо.
Для подвешивания колеса на крюк крана обычно имеются специальные
подъемные приспособления, поставляемые заводом-изготовителем сов-
местно с агрегатом. Рабочее колесо приподнимают краном, чтобы нес-
колько ослабить натяжение болтов подвесок колеса в камере, отсоединяют
консольные кронштейны от нижнего кольца направляющего аппарата,
срезая сварку или отворачивая болты, а затем вынимают колесо.
Рабочее колесо поворотно-лопастной турбины с валом устанавливают
на монтажной площадке на тумбы днищем втулки или опирают на под-
ставки лопастями. Чтобы колесо не перемещалось и не опрокинулось,
его расчаливают и закрепляют болтами.
Рабочее колесо радиально-осевой турбины в ряде случаев нельзя вы-
нуть, не разбирая направляющий аппарат, так как внутренняя расточка
отверстий верхнего и нижнего его колец меньше диаметра нижнего обода
колеса. Кроме того, на нижнем кольце иногда устанавливают козырёк,
нависающий над нижним ободом рабочего колеса, что улучшает обтекание.
Поэтому сначала снимают рычаги направляющих лопаток: вывертыва-
ют подвесные болты и снимают опорные тарелки лопаток, выбивают шпон-
ки. Клиновые шпонки выбивают с помощью специальных приспособлений.
Иногда шпонки сидят очень туго и при выемке повреждаются, обламыва-
ются. В этом случае к ним, если возможно, приваривают поперечные прут-
ки, за которые их вынимают; если этого сделать нельзя, шпонки высвер-
ливают. Для поврежденных шпонок сразу же вычерчивают эскизы и по ним
изготовляют новые, чтобы при сборке лопаток не было задержки.
Поворотные рычаги снимают с цапф лопаток с помощью съемника.
Если рычаг сидит на цапфе очень туго, его быстро нагревают, внутреннее
посадочное место расширяется и рычаг легко снимается. После снятия
всех рычагов разбирают подшипники верхних цапф лопаток. Корпуса под-
шипников маркируют соответственно лопаткам направляющего аппарата.
Вторая метка для каждого подшипника (стакана) ставится на кольце
направляющего аппарата, чтобы при сборке их точно установить на прежнее
место.
После разборки всех стаканов разбалчивают и снимают верхнее кольцо
направляющего аппарата. При подъеме рекомендуется подвешивать кольцо
двумя стропами на двух крюках крана. Кольцо выравнивают, центрируя
его по лопаткам. Подвеска кольца на двух крюках позволяет в случае
необходимости наклонить его на весу в шахте турбины и поднимать в
наклонном положении, обходя мешающие детали.
При большом износе втулок верхних цапф лопаток и небольших габа-
ритах иногда возможно верхнее кольцо направляющего аппарата (для
ускорения разборки) снять без выемки подшипников лопаток. При этом
особенно важно подвесить кольцо на двух крюках и хорошо его выровнять,
чтобы лопатки не заедало во втулках и они не поднимались вместе с коль-
цом.
Подъем ведут осторожно; при заедании лопатки кольцо подравнивают
крюками и лопатку осаживают легким ударом кувалды по цапфе через
деревянную выколотку-круглячок. Если вместе с кольцом поднимается
117
много лопаток и они не осаживаются, подъем прекращают и разбирают
подшипники лопаток. Перед подъемом кольца ставят риску, фиксирующую
его установку относительно камеры турбины.
При съеме деталей, имеющих прокладки по разъему, обязательно заме-
ряют и записывают толщину и материал прокладок и уплотнительных
шнуров, а на эскизах указывают место их установки. Особенно важно заме-
рить и записать толщину прокладки по горизонтальному разъему верхнего
кольца, так как она регулирует величину торцевого зазора по перу лопаток.
После съема верхнего кольца направляющего аппарата по очереди
вынимают лопатки, а затем нижнее кольцо. При разборке нижнего кольца
также ставят риску, фиксирующую его установку, и замеряют прокладки.
Последняя операция разборки агрегата с радиально-осевой турбиной —
выемка рабочего колеса с валом.
На гидротурбинах небольших размеров, чтобы ускорить работу, приме-
няют крупноблочную разборку: крышку турбины, верхнее кольцо направ-
ляющего аппарата и его лопатки вынимают вместе за один подъем. Пред-
варительно разбалчивают только наружный фланец верхнего кольца направ-
ляющего аппарата. Дальнейшую разборку деталей для ремонта производят
на монтажной площадке в указанной последовательности.
После разборки агрегата сразу же приводят в порядок все крепежные
детали: гайки, шпильки и болты очищают от ржавчины и грязи, прогоняют
метчиками и лерками для исправления забитой и поврежденной резьбы.
Недостающие или поломанные крепежные детали пополняют готовыми
изделиями, а специальные — заказывают в мастерских. Очищенные и смазан-
ные крепежные детали укладывают в ящики и надписывают их назначение;
ящики убирают в кладовую.
Не разрешается пользоваться гайками, болтами, шайбами и шпиль-
ками, снятыми с агрегата, для каких-либо других нужд, так как это ведет
к порче крепежных деталей и их утере. Все шпильки, ввернутые во фланцы
закладных частей или не вывернутые из разобранных деталей, остукивают
молотком для проверки надежности их крепления и отсутствия разруше-
ния металла. Сломанные или поврежденные шпильки вывертывают или
высверливают и заменяют новыми.
Каждый слесарь по мере разборки агрегата обязан тщательно осматри-
вать детали, не ожидая специальных указаний мастера или руководителя
работ. Об обнаруженных дефектах он должен сообщить бригадиру, мастеру
или руководителю работ. Дефекты, выявленные несвоевременно, в конце
ремонта или еще хуже при сборке агрегата усложняют их устранение, а
в некоторых случаях приводят к срыву сроков окончания ремонта.
§ 37. Ремонт рабочих колес
Наиболее частыми повреждениями рабочих колес являются кавита-
ционные разрушения, истирание твердыми наносами, трещины, износ
лабиринтовых уплотнений, уплотнений лопастей рабочих колес поворотно-
лопастных турбин (утечка масла), утеря балансировочных грузов и появ-
ление неуравновешенных масс в колесе (устранение неуравновешенных
масс и статическая балансировка рабочих колес в книге не рассмотрены).
118
Повреждения от кавитации и истирания. Хотя природа разрушений
от кавитации и истирания различна, методы ремонта этих повреждений
одинаковы и осуществляются применением электронаплавки. Если кави-
тационная ноздреватость не превышает глубины 0,2—0,5 мм и распростра-
нена на небольшой площади, повреждения не заплавляют, но обязательно
зачищают до получения ровной гладкой поверхности. При повреждениях,
которые могут быть ликвидированы без разборки агрегата, ремонт произ-
водится на месте. При больших повреждениях, особенно радиально-осевых
колес небольшого диаметра, агрегат полностью разбирают.
Ремонт электронаплавкой включает в себя три технологических этапа:
подготовку, собственно наплавку и шлифовку сварочных швов.
Подготовка стальных колес к наплавке заключается в удалении пов-
режденного кавитацией металла. Неглубокие язвины и ноздреватость
зачищают пневматическими шлифовальными машинками с абразивными
кругами. Глубоко поврежденный металл выплавляют воздушно-дуговой
строжкой, специальными резаками с графитовыми пластинчатыми элект-
родами и подачей в зону горения дуги сжатого воздуха, выдувающего
расплавленный металл. В качестве источника питания дуги (необходим
постоянный ток обратной полярности) применяют стандартный сварочный
преобразователь ПСМ-1000 в комплекте с балластными реостатами РБ-300.
Поверхность металла после строжки также зачищают шлифовальными
машинками. Далее следует наплавка электродами. Для колес, изготов-
ленных из углеродистой стали, применяют обычные электроды из угле-
родистой проволоки. Если лопасти турбины изготовлены из нержавеющей
стали, металл на них наплавляют специальными электродами из нержавею-
щей стали по особо разработанной технологии (иногда с подогревом лопас-
тей).
После эаплавки поврежденных мест сварные швы обдирают и шли-
фуют. При этом особое внимание обращают на то, чтобы придать лопастям
прежний профиль. Отклонение профиля лопастей от проектного, а также
некачественная шлифовка поверхностей обтекания приводят к увеличе-
нию кавитации, снижению мощности и кпд турбины. В связи с этим обработ-
ку наплавленных поверхностей лопастей выполняют по специальным
шаблонам. В нескольких точках по сечению лопасти устанавливают шаб-
лоны и проверяют расстояние между ними и между плоскостью лопасти и
шаблонами.
Истирание наносами иногда бывает так велико, что сами лопасти или
их рабочая поверхность изнашиваются на 20-30% В таких случаях при
ремонте вырезают поврежденные участки и вместо них вставляют и при-
варивают выгнутые по профилю лопасти стальные пластины. Если повреж-
дение не сквозное, но достаточно велико, для уменьшения электросвароч-
ных работ вместо сплошной заплавки металлом применяют вваривание
металлических вставок на поврежденную поверхность.
Для защиты от кавитационных разрушений рабочие колеса, выполнен-
ные из углеродистой стали, облицовывали на заводах листами нержавею-
щей стали 1Х18Н9Т толщиной 2—3 мм, наиболее стойкой к воздействию
кавитации. Однако, как показывает опыт эксплуатации, облицовка плохо
держится, листы обрываются после непродолжительного времени работы,
119
обнаженный металл подвергается интенсивной кавитации. Поэтому в настоя-
щее время облицовку листовой сталью не применяют, заменив ее сплош-
ной наплавкой или биметаллическим прокатом.
При ремонтах кавитационных повреждений лопастей из углеродистой
стали глубокие раковины предварительно заплавляют обычными электро-
дами для восстановления профиля, а затем по всей поверхности наплав-
ляют нержавеющими электродами проволокой 1Х18Н9Т. Но в связи с тем,
что для наплавки требуется большое количество дефицитных нержавею-
щих электродов ЦЛ-9, ЭНТУ-3 или ЦЛ-24-59, разрешается в виде временной
меры при ремонтах применять облицовку полосами нержавеющей стали
1Х18Н9Т.
Для облицовки радиально-осевых колес вырезают из стали полосы
шириной 40—60 мм, а длину листа выбирают в соответствии с длиной
лопасти. Перед облицовкой все кавитационные повреждения лопастей
должны быть заплавлены и зашлифованы так же, как и при обычном
ремонте без облицовки. Полосы нержавеющей стали выгибают по профилю
лопастей, а кромки их приваривают к металлу лопасти, получая сплош-
ную облицовку.
Для облицовки лопастей поворотно-лопастных турбин берут полосы
стали шириной 50 мм. Иногда применяют полосы шириной 100 м с про-
резями: в середине полосы прорезают отверстия размером 10*40 мм с
шагом 60 мм по всей длине полосы. Полосы накладывают на лопасть с
расстояниями между кромками 10 мм, приваривают по кромкам и отвер-
стиям и следят за тем, чтобы не оставался зазор между листом и лопастью.
Для лучшего прилегания облицовки к лопасти стальные полосы обстуки-
вают свинцовой или медной кувалдой.
После приварки полос облицовки сварные швы обдирают и шлифуют
шлифовальными машинками до получения ровной и гладкой поверхности.
В последнее время практикуется сплошная наплавка защитного кави-
тационно-стойкого слоя металла порошковой проволокой.
При больших объемах наплавочных работ металл на лопасть может
быть положен неравномерно, тогда в рабочем колесе появятся неурав-
новешенные массы, вызывающие дебаланс, который, в свою очередь,
повлечет за собой вибрацию тем большую, чем выше частота вращения
агрегата. Потому в соответствии с технологией ремонта после наплавоч-
ных работ предусматривается статическая балансировка рабочего колеса.
Если ремонт рабочего колеса связан с затратой большого количества
времени, а на ГЭС имеется запасное колесо, для сокращения времени
ремонта на турбину ставят новое колесо, а изношенное восстанавливают
в межремонтный период.
Трещины лопастей. Трещины и порывы в лопастях колес радиально-
осевых и поворотно-лопастных гидротурбин могут появляться из-за пло-
хого качества материала, неправильной технологии ремонтных работ, от
усталости металла и механических повреждений при авариях.
Если с помощью дефектоскопов или просвечиванием обнаружены
трещины, прежде всего исследуют, нет ли невидимых трещин на других
лопастях стальных колес или в других местах на этой же лопасти, и стре-
мятся выяснить причину их образования. Определение причины дефекта
120
является весьма важным фактором. В этом случае можно устранить дефект
технически грамотно и предотвратить его появление.
Трещины в Лопастях и во втулке рабочего колеса устраняют заваркой,
для чего их вырубают или выплавляют до чистого металла, а по концам
рассверливают, чтобы избежать увеличения. Если трещины сквозные,
фаску для заварки разделывают с двух сторон.
Ремонт лопастей из углеродистой стали электросваркой особых зат-
руднений не вызывает. Заварка лопастей из нержавеющей стали произво-
дится по специальной технологии и может быть доверена только квали-
фицированному сварщику. После заварки швы зачищают и зашлифовывают
до получения гладкой поверхности, обязательно сохраняя прежний профиль
лопасти.
Сквозные трещины в чугунных колесах обычно не ремонтируют; колеса
заменяют новыми.
Износ лабиринтовых уплотнений. Лабиринтовые уплотнения радиально-
осевых колес изнашиваются преимущественно наносами. При большом
увеличении зазоров в уплотнениях их заменяют новыми. Уплотнение сос-
тоит из неподвижных колец, закрепленных на статоре турбины, и подвиж-
ных, закрепленных на рабочем колесе и вращающихся вместе с ним.
При ремонтах обычно не сразу меняют подвижные и неподвижные
кольца уплотнений, а по очереди: в один - подвижные, в следующий —
неподвижные. Это делается в целях экономии металла. На заменяемом
кольце имеется припуск по наружному размеру, который компенсирует
выработку оставляемого кольца и позволяет установить проектные зазоры
в уплотнении.
Износ уплотнений лопастей поворотно-лопастных рабочих колес.
Уплотнения лопастей поворотно-лопастных турбин служат для устранения
протечек масла из корпуса втулки в камеру рабочего колеса. Ремонт или
замена уплотнений производится при значительных протечках масла. Для
замены уплотнений у большинства турбин старых выпусков приходится
вынимать лопасти.
Материалом для уплотнения лопастей служит техническая кожа или
маслостойкая резина. Уплотнительные кольца не должны иметь разрезов
по окружности и вырубаются из целого куска. Резиновые кольца запасных
уплотнений специально изготовляются либо вырезаются из листа калиб-
рованной резины, толщина которого не должна иметь отклонений от раз-
мера более 0,1—0,2 мм.
Лопасти рабочих колес гидротурбин Волжских ГЭС им. В.И.Ленина и
им. XXII съезда КПСС имеют съемные уплотнения, которые можно заме-
нять без выемки лопастей. Конструкция таких уплотнений была показана
на рис. 25, б. В этом случае для замены поврежденного уплотнения снимают
сегменты кожухов и упорных колец и сегменты наружных и внутренних
колец, прижимающих мембрану. Мембрану и резиновое кольцо удаляют.
Новую резиновую мембрану и кольцо надевают (их приходится растяги-
вать) через перо лопасти.
Если необходимо поставить кожаное уплотнительное кольцо, его
изготовляют разрезным и с клиновыми концами в местах соединения.
После того как кольцо надето на шейку лопасти, кожу склеивают клеем,
121
сжимают болтами в двух металлических накладках и высушивают в тече-
ние 24 ч. Далее уплотнение собирают в обратном порядке.
§ 38. Ремонт камеры рабочего колеса
Камеры рабочих колес поворотно-лопастных и пропеллерных гидро-
турбин в месте вращения лопастей обычно имеют полусферическую поверх-
ность. Радиальный зазор между стенкой камеры и наружной кромкой
лопасти на одну сторону составляет 0,001 диаметра рабочего колеса. Верх-
ний фланец камеры рабочего колеса примыкает к нижнему кольцу направ-
ляющего аппарата турбины, а нижняя кромка соединяется с конусом
отсасывающей трубы.
Камеры рабочих колес турбин старых типов изготовлены литыми из
чугуна. В настоящее время их делают литыми из углеродистой стали или
сварными. В последние годы стальные камеры рабочего колеса крупных
поворотно-лопастных гидротурбин облицовывали листовой нержавеющей
сталью 1Х18Н9Т. В настоящее время такая облицовка запрещена, так как
она ненадежна: листы при эксплуатации обрываются. Рекомендуется при-
менять либо сплошную наплавку, либо биметаллический прокат.
Основными видами повреждений камеры рабочего колеса, возникаю-
щих при эксплуатации, являются кавитационные разрушения, обрыв и
поломка листов облицовки. 1
При осмотре камеры рабочего колеса после осушения турбины прос-
тукивают ее стенки, чтобы обнаружить пустоты в бетоне, а также опреде-
ляют степень износа камер от кавитации и устанавливают объем ремонт-
ных работ. Пустоты между стенкой камеры и бетоном ликвидируют,
нагнетая в них цементный раствор. Для этого в зоне пустот стенки сверлят, <>
нарезают отверстия и ввертывают штуцера шлангов, идущих к насосу.
После заполнения пустот отверстия закрывают резьбовыми пробками,
заваривают и зашлифовывают.
Кавитационный износ камер рабочих колес наиболее интенсивен в зоне
оси вращения лопастей. Характер износа поверхности камеры — ноздрева-
тость, глубокие раковины, язвины. Известны случаи, когда стенки камеры ।
разрушались насквозь, до бетона. Появление на рабочей поверхности даже
незначительных язвин и неровностей влечет за собой в дальнейшем рез-
кое, интенсивное разрушение. Поэтому за состоянием камер рабочих
колес в процессе эксплуатации необходимо вести систематические наб-
людения и тщательный контроль.
Во время ремонта камер устраняют повреждения от кавитации и,
чтобы предупредить дальнейшее разрушение, устанавливают нержавеющую
облицовку. Кавитационные повреждения глубиной до • 1 мм зачищают
шлифовальными машинками. При более глубоком разъедании рабочей
поверхности выплавляют поврежденные места воздушно-дуговой строж-
кой. После строжки дефектные участки обязательно зачищают. Затем на |
подготовленную поверхность наплавляют обычными углеродистыми элек-
тродами металл.
При большой глубине выплавленного металла разрешается для умень-
шения расхода электродов вставлять металлические пластинки, которые
122
хорошо привариваются к стенке камеры. Пластинки берут небольшие,
так как их можно плотнее прижать к металлу камеры, не допуская под
ними пустот. Заплавленную поверхность шлифуют пневматическими шли-
фовальными машинками с корундовым кругом до получения ровной,
гладкой поверхности, без бугров и впадин.
Наиболее радикальным методом ремонта старых камер является
облицовка их сплошной наплавкой электродами из нержавеющей стали
1Х18Н9Т или порошковой проволокой ПП-АН138. Эта сталь достаточно
технологична при сварке и обладает высокой стойкостью против кавитации.
В последние годы пытались ее заменить безникелевой кавитационно-стой-
кой сталью 30Х10Г10. Она дешевле и меньше поддается кавитации, но
менее технологична при сварке: около швов часто образуются трещины;
в настоящее время применять ее запрещено.
При подготовке камеры рабочего колеса для наплавки нержавеющими
электродами зачищают поврежденные места поверхности камер и для
экономии нержавеющих электродов предварительно заваривают их угле-
родистыми электродами. Затем по всей поверхности камеры наплавляют
слой нержавеющими электродами. Наплавку шлифуют до получения нор-
мального профиля и гладкой поверхности.
Для сплошной наплавки требуется большое количество нержавеющих
электродов; расход их на один пояс камеры крупных гидротурбин дос-
тигает 3000 кг. Поэтому при недостатке таких электродов можно при-
менять, как временную меру, облицовку камер листовой нержавеющей
сталью 1Х18Н9Т толщиной 2—3 мм. Необходимо помнить, что листовая
облицовка при эксплуатации постепенно отрывается.
Подготовку камеры рабочего колеса под облицовку выполняют так
же, как было описано выше. После заплавки поврежденные места шлифуют
до получения чистой гладкой поверхности, без бугров и впадин; следят,
чтобы при установке листов облицовки под ними не было пустот. Неплотное
прилегание листов при работе турбины вызывает их вибрацию и поломку
в результате усталости металла.
Одно время на заводах и при ремонтах турбинных камер облицовку
изготовляли из листов размером 500*300 мм и более. Листы обваривали
по периметру и закрепляли электросварочными заклепками через отвер-
стия, просверленные в шахматном порядке с шагом 70—90 мм. Как пока-
зала практика, такая облицовка мало надежна: после непродолжительной
эксплуатации листы во многих местах повреждались йли обрывались.
Поэтому в настоящее время применяют более трудоемкий метод
крепления облицовки. Листы нержавеющей стали режут на полосы шири-
ной 50 или 100 мм с прорезями. Полосы приваривают к камере на рас-
стоянии 10—12 мм одна от другой и одновременно сваривают между собой.
Для улучшения условий работы сварщиков, повышения качества сварки
и надежности работы облицовки полосы устанавливают под углом 30° к
вертикали (вертикальный шов варить труднее).
Приварка полос на расстоянии менее 10 мм друг от друга не разрешает-
ся, так как сварщику трудно работать электродом (электрод не проходит
в щель) и качество приварки может быть плохим. Сварочный шов накла-
дывают снизу вверх. Для приварки облицовки применяют электроды,
123
пригодные для сварки двухслойного металла, например углеродистой и
легированной нержавеющей сталей (электроды ЦЛ-9, ЦЛ-24-59, ЭНТУ-30
4 мм).
Сварочные швы шлифуют до получения чистой и ровной поверхности.
Качество облицовки считается хорошим, если под листами нет пустот,
сварочные швы не имеют подрезов и на зашлифованных поверхностях
швов не остается раковин и непроваров.
При больших объемах работ по облицовке турбинных камер под-
готовка их поверхности ведется в помощью специальных фрезерных навес-
ных станков, которые срезают верхний поврежденный кавитацией слой
металла камеры. Станок подвешивают в камере на специально приваривае-
мых шпильках. За одну установку он обрабатывает поверхность около
1м2; затем его перемещают на новое место.
Иногда приходится проводить ремонт облицовки, листы которой
закреплены электрозаклепками. В этих случаях обычно обнаруживают,
что часть листов сорвана и кавитацией поврежден основной металл камеры.
При ремонте облицовку, закрепленную электрозаклепками, срубают и
эти места покрывают сплошной наплавкой.
Однако на одной из ГЭС был применен метод ремонта такой облицовки
без удаления старой. С помощью специального электросварочного резака
(НИИавтоген) с подводом к электроду сжатого воздуха облицовка камеры
разрезалась на полосы шириной 50 мм с пазами шириной 12—15 мм между
полосами. Пазы тщательно зачищались от шлака, сварочного грата и ока-
лины, а затем заваривались так же, как и при установке новой облицовки.
При этом была сэкономлена листовая нержавеющая сталь и сокращена
трудоемкая работа по обрубке старой облицовки. Восстановленная об-
лицовка была в хорошем состоянии и не имела каких-либо повреждений
после длительного срока работы турбины.
По окончании ремонта камеры после наплавки или установки листо-
вой облицовки проверяют зазоры между стенкой камеры и лопастями
рабочего колеса. Если эти зазоры слишком малы, подрезают периферий-
ные кромки лопастей.
Ремонт чугунных камер. Ноздреватость и язвины на металле чугунной
камеры вырубают до получения чистой поверхности. Затем в шахматном
порядке сверлят и нарезают отверстия, в которые вворачивают гужоны.
Далее гужоны обваривают электродами из малоуглеродистой стали.
§ 39. Замена рабочего колеса
Замена рабочего колеса турбины является сложной ремонтной опера-
цией и почти всегда связана с полной разборкой агрегата. Исключение сос-
тавляют лишь те конструкции турбин, для выемки колеса или лопастей
которых предусмотрены специальные люки. Рабочие колеса часто приходит-
ся менять у радиально-осевых турбин, так как у них наиболее изнашивае-
мая часть — лопасти — представляет собой одно целое с колесом.
После разборки агрегата тщательно замеряют габаритные размеры
нового колеса (рис. 65): диаметр уплотнения верхнего и нижнего d2
ободов, наибольший диаметр d3 рабочего колеса, расстояние hi между
124
Рис. 65. Контролируемые
размеры нового рабочего
колеса радиально-осевой
। турбины
Рис. 66. Проверка размеров
центрирующего буртика вала
и расточки отверстия под него
в рабочем колесе:
1 - фланец рабочего колеса,
2 — вал турбины
верхним и нижним ободами и полную высоту h2 рабочего колеса. Выяс-
няют возможность его размещения в камере и сохранения нормальных
зазоров между вращающимися и неподвижными частями. Точность измере-
ний должна быть не менее ± 0,5 мм. Измерительные инструменты изготов-
ляют на месте.
Если по габаритам новое колесо вписывается в камеру (по высоте и
диаметру), приступают к следующим операциям:
отсоединению старого рабочего колеса от вала;
примерке вала турбины к новому рабочему колесу и определению
необходимого объема работ, связанного с соединением рабочего колеса с
валом;
проточке отверстия в рабочем колесе под центрирующий буртик вала;
проточке и райберовке отверстий под соединительные болты.
Отсоединение рабочего колеса от вала турбины заключается в съеме
кожуха, закрывающего гайки соединительных болтов, разбалчивании
фланцевого соединения и выпрессовке болтов. Соединительные болты
поставлены в отверстия фланца плотно и при снятых гайках они силой
трения иногда могут удерживать колесо массой 20—25 т. Выпресссрывая
болты, необходимо следить за тем, чтобы не повредить их резьбу и не
допустить задира припасовочного места.
После отсоединения вала турбины от колеса замеряют диаметр его
центрирующего буртика с точностью до 0,01 мм и сравнивают с диамет-
ром расточки с/раст нового колеса, куда входит буртик (рис. 66). Одновре-
менно проверяют диаметр фланца вала с?фя и размер расточки под него
^фл.раст в рабочем колесе. Для замера диаметра буртика применяют микро-
метрическую скобу. Если скобы такого размера нет, ее изготовляют спе-
циально или используют большой штангенциркуль. Расточку под буртик в
колесе замеряют штихмассом.
В связи с небольшой точностью штангенциркуля или специальной
скобы снятый размер буртика переносят на микрометрический штихмасс;
таким образом, оба диаметра будут замерены одним и тем же инструмен-
том.
125
Буртик вала должен входить в расточку колеса с зазором 0,05—0,10 мм.
Запасное колесо обычно имеет припуск, и его приходится растачивать на
электростанции. Если масса и габариты колеса невелики (1000—1200 мм
по наибольшему диаметру) и рядом с электростанцией или на самой ГЭС
имеется соответствующее оборудование, проточку делают на токарном или
расточном станках.
При больших габаритах и массе, отсутствии соответствующего обору-
дования и трудности доставки рабочего колеса на завод для расточки
отверстия в нем под центрирующий буртик в условиях электростанции
стремятся изготовить какое-либо приспособление. Например, на одной иэ
электростанций был использован переносной горизонтальный станок, пред-
назначенный для расточки концевых уплотнений цилиндров паровых тур-
бин. Ремонтный персонал изготовил специальную раму, на которой станок
закреплялся вертикально. Рама со станком крепилась на рабочем колесе
(рис. 67).
Раму оборудовали приспособлением, позволяющим выверять шпин-
дель станка по центру расточки. Центровка шпинделя станка производи-
лась по индикатору. Привод станка осуществлялся от электродвигателя
через ременную передачу. Частота вращения шпинделя составляла
10—12 об/мин. Проточка и подготовка отверстия под центрирующий бур-
гик с выверкой станка заняли около трех смен (21—24 ч), а оборудование
и приспособление станка — около 20 дней. В целях экономии рабочего
времени такие работы должны выполняться до начала ремонта.
После расточки отверстия под центрирующий буртик вал совмещают
с рабочим колесом и проверяют совпадение отверстий под соединительные
болты во фланце вала и колеса. В новом колесе отверстия имеют припуск:
их диаметр меньше диаметра соответствующих отверстий во фланце вала,
роме того, отверстия по шагу и по расстоянию от центра вала до их цент-
ров могут также не совпадать. В этом случае необходимо проточить в
колесе отверстия под болты в соответствии с отверстиями во фланце
вала.
Однако перед окончательным выполнением этой операции предвари-
тельно определяют такое их взаимное положение, при котором требуется
наименьшая расточка отверстий. Этого добиваются следующим образом.
Предположим, что колесо с валом соединено двенадцатью болтами. Отвер-
стия на колесе нумеруют 1, 2, 3, и т.д., а на фланце вала — Г, 2', 3' и т.д.,
1 затем совмещают отверстие Г фланца вала с отверстием 1 рабочего колеса
я составляют эскиз взаимного расположения отверстий (рис. 68).
Затем отверстие 1' фланца вала совмещают с отверстием 2 колеса и
снова составляют эскиз. Далее, последовательно поворачивая вал, отвер-
стие 1' фланца совмещают с отверстиями 3, 4 и т.д. рабочего колеса и для
каждого положения делают эскиз. После полного оборота сравнивают
результаты замеров и выбирают такое совмещение отверстий, при котором
эбъем работ по расточке получается наименьшим.
Далее на ремонтной площадке строго горизонтально устанавливают
рабочее колесо и закрепляют вал тремя-четырьмя временными болтами
гак, чтобы оси вала и колеса лежали на одной прямой. Болты в процессе
троточки постепенно переставляют в проточенные отверстия.
126
Рис. 67. Расточка отверстия в ради-
ально-осевом колесе под центри-
рующий буртик вала
отверстий во фланце вала и в рабочем
колесе под соединительные болты
Расточка и подгонка отверстий на рабочем колесе под болты фланца
вала весьма трудоемки и требуют специальных приспособлений. Обычно
для этой работы применяют какой-либо станок, имеющийся на ГЭС, или
изготовляют специальный. Раму станка для расточки отверстий удобно
закреплять хомутами на валу турбины, заранее предусматривая возмож-
ность выверки его шпинделя по осевым линиям отверстий. Станок должен
иметь жесткий резцедержатель, иначе вести столь ответственную операцию
по расточке отверстий невозможно.
На ГЭС, упоминавшейся выше, для расточки этих отверстий было
успешно применено несколько реконструированное приспособление, исполь
зовавшееся для расточки отверстия под центрирующий буртик турбинного
вала (см. рис. 67). Работа по расточке отверстий заняла: для приспособле-
ния станка — 20—25 дн.; для проточки одного отверстия ф 80—120 мм с
установкой и выверкой станка — 10—14 ч.
После окончания расточки отверстия еще непригодны для установки
болтов, так как их внутренняя поверхность шероховата и имеет глубокие
риски. Обычно последующую обработку каждого отверстия производят
комплектом разверток из 4—6 шт., последовательно увеличивая их диа-
метр на 0,07—0,10 мм. Если диаметры отверстий одинаковы или разница
их не более 0,2—0,3 мм, для прохода всех отверстий можно обойтись комп-
лектом из 10—12 разверток.
Инструментальная промышленность не выпускает серийно развертки
диаметром более 40-50 мм, и на электростанциях разверток для отверс-
тий 0 80-100 мм и более обычно нет. Если разница в размерах отверстий
после проточки составляет 2—5 мм, вопрос их чистовой обработки стано-
вится весьма серьезным.
Достаточно хорошо может заменить развертки специальное шлифо-
вальное приспособление, применяемое для шлифовки (хонингования)
Рис. 69. Приспособление для чистовой обработки отверстий:
1 — приспособление, 2 — сверлильный настольный станок,
3 — рабочее колесо
цилиндров автомобильных двигателей (рис. 69), позволяющее прошли-
фовать отверстия, разница в диаметрах которых составляет 10—12 мм
(например, в пределах от 95 до 105—107 мм). Для привода приспособле-
ния можно применять высокооборотные электрические или пневматичес-
кие сверлильные машинки, однако лучше использовать настольный свер-
лильный станок, закрепленный жестко на рабочем колесе, применение
которого улучшает качество обработки отверстий и облегчает труд сле-
саря. Для шлифовки одного отверстия с установкой и выверкой приспособ-
ления требуется около семи часов. На шлифовке занят один человек.
Основной задачей чистовой обработки является точность отверстия:
оно не должно быть эллипсным, конусным или бочковидным. В процессе
работы шлифовку периодически приостанавливают и замеряют отверстие
штихмассом в нескольких плоскостях по высоте и окружности. Когда
разница замеров в разных точках не превышает 0,01-0,02 мм и на поверх-
ности отсутствуют риски, обработку считают законченной. Размеры диамет-
ров отверстий замеряют с точностью до 0,01 мм и записывают в специаль-
ный формуляр. По полученным размерам подгоняют тело каждого припа-
совочного болта с расчетом его посадки в отверстие с зазором не более
0,01—0,02 мм.
Если запасных соединительных болтов нет, а старые болты имеют
меньший диаметр, на тело болта наплавляют металл, после чего болт отжи-
гают, а затем протачивают и подгоняют до нужного размера. Наплавлять
можно только болты, изготовленные из малоуглеродистых сталей, не
содержащих легирующих примесей, способных вызвать трешины в метал-
ле при концентрации тепловых напряжений во время электросварки.
Следующая операция, связанная с заменой рабочего колеса, — сое-
динение колеса с валом — заключается в установке и затяжке соединитель-
ных болтов и окончательной прицентровке рабочего колеса к валу так,
128
чтобы оси колеса и вала лежали на одной прямой без смещения и излома.
Тело и резьбу болтов перед установкой в отверстия и наворачиванием гаек
натирают серой ртутной мазью что необходимо для уменьшения трения
при запрессовке и для предупреждения прикипания болтов к отверстиям
и гайкам в процессе эксплуатации турбины. При последующих ремонтах
смазанные болты легче выпрессовываются из своих посадочных мест, а
резьба гаек не повреждается.
Болты запрессовывают со стороны рабочего колеса винтовыми или
гидравлическими домкратами. При установке болтов следят за тем, чтобы
лыска на их головке располагалась у специального буртика колеса, кото-
рый не позволяет болтам проворачиваться. Лыску в нужное положение
следует устанавливать перед заводкой болта, так как, если она сразу не
попадает на свое место, болт придется выбивать и впрессовывать заново.
Повернуть болт, вставленный в отверстие, невозможно.
Гайки наворачиваются, но не затягиваются до тех пор, пока не устано-
вят болты во все отверстия. Односторонняя затяжка одного или несколь-
ких болтов недопустима, так как можно перекосить вал; в этом случае
отверстия во фланце и колесе могут сместиться так, что окажется невоз-
можным впрессовать остальные болты.
После предварительной затяжки болтов прицентровывают (выверяют
соосность) рабочее колесо и вал. Порядок определения взаимного рас-
положения их осей у турбины рассматривается далее, в главе ’’Центровка
гидроагрегатов”. Центровку исправляют, регулируя затяжку болтов флан-
цевого соединения, или, если это невозможно, устанавливают клиновую
прокладку между фланцами.
Окончив центровку, гайки болтового соединения затягивают и стопо-
рят электросваркой, приваривая одну грань гайки к фланцу вала; поверх
гаек на фланец вала надевают защитный кожух из двух половин, который
закрепляют на фланце болтами. Половины кожуха сваривают. Снизу голов-
ки болтов закрывают конусом-обтекателем, прикрепляемым к колесу
болтами. Болты стопорят шайбами или точечной электросваркой.
§ 40. Ремонт валов гидротурбин
Наиболее тяжелым повреждением валов гидротурбин является износ
шейки вала в месте работы направляющего подшипника турбины и его
сальникового уплотнения. Особенно сильно истирается вал при неправиль-
ной затяжке сальника или когда смазочная вода сильно загрязнена нано-
сами. Выработка шейки вала приводит к работе подшипника турбины с
повышенным зазором, что увеличивает биение вала и вызывает вибрацию
агрегата, разбалтывающую его крепление к фундаменту, Кроме того,
вращающиеся части турбины начинают задевать за неподвижные части.
Все современные гидротурбины имеют валы, облицованные в месте
установки подшипника сменной рубашкой из нержавеющей стали. Валы
гидротурбин старых выпусков такой облицовки не имеют, поэтому они
изнашиваются быстрее при одних и тех же условиях работы.
Зоны износа шейки вала турбины показаны на рис. 70. Зоны 1, 3 и 5 в
процессе эксплуатации практически не изнашиваются; диаметр шейки вала
129
Рис. 70. Зоны износа шейки вала турбины у подшипника с
водяной смазкой и его сальника:
1 — выше сальника, 2 — под сальниковой набивкой, 3 — ни-
же сальника, 4 - под вкладышем подшипника, 5 — ниже
в этих местах долго остается таким же, каким он был при изготовлении.
В зоне 2 шейка изнашивается сальниковой набивкой, а в зоне 4 под вкла-
дышем подшипника с водяной смазкой выработка происходит от попада-
ния с водой механических включений (песка, ила и др.).
Направляющий подшипник турбины перед установкой на место после
ремонта собирают в кольцо выше зоны сальника, а затем в собранном виде
опускают вниз в расточку. Так как диаметр шейки вала в зонах 1 и 3
больше, чем в зоне вкладыша подшипника, он после ремонта должен быть
собран с таким расчетом, чтобы имелся достаточный зазор для прохода
подшипника через эти зоны. При установке же подшипника на место в
зону 4, где диаметр шейки меньше, чем в зоне 2, зазор в подшипнике ока-
зывается очень большим.
Для устранения этого недостатка шейки валов гидротурбин в последнее
время стали делать со ступенчатой расточкой: зоны 1, 2 и 3 делают мень-
шего диаметра, чем зону 4, что позволяет компенсировать выработку шей-
ки вала уменьшением диаметра расточки вкладыша подшипника и установ-
кой нормального зазора.
Ремонт валов гидротурбин в основном заключается в ликвидации
неравномерного износа шеек, устранении рисок и выработок. При незначи-
тельном износе шейки вала мелкие риски, царапины, следы ржавления
удаляют шлифовкой вала вручную мелкой наждачной шкуркой на полотне.
От рулона шкурки отрывают кусок, достаточный по длине на полтора
оборота вокруг вала. Это полотнище наворачивают на вал, а сверху обма-
тывают парусиновым ремнем (например, из куска пожарного шланга).
Два слесаря берутся за концы ремня и, притягивая их поочередно к себе,
поворачивают шкурку на валу. Для улучшения шлифовки вал под шкур-
кой смазывают турбинным маслом. Этот метод шлифовки очень трудоемок
и применяется лишь при незначительных износах.
Края отдельных глубоких рисок зачищают шабером или мелким
напильником. При большом износе шейки вала (рис. 71) необходим серь-
езный ремонт, требующий разборки гидроагрегата и выемки вала. В месте
износа вал протачивают до получения гладкой цилиндрической поверх-
130
ности. Затем по полученным размерам изготовляют рубашку, состоящую
из двух полуколец, сажают ее в проточенное место и закрепляют на валу
сваркой по стыкам, а также крепят к валу с помощью гужонов. После
закрепления рубашку протачивают по наружному диаметру до требуемых
размеров.
Следует помнить, что кольцевая проточка вала уменьшает площадь его
поперечного сечения и снижает прочность. Поэтому проточка вала на боль-
шую глубину требует согласования с заводом-изготовителем турбины или
проверочного расчета на прочность.
Операцию по проточке вала лучше всего выполнять на станке. Если
вал имеет большие габариты, а соответствующего станка на месте нет и
доставка вала на завод затруднена, его проточку в условиях станции можно
произвести, применив приспособление, схема которого показана на рис. 72.
Рис. 72. Приспособление для проточки на электростанции рубашки разобранного
вала:
1 — электродвигатель, 2 - редуктор, 3 — вилка привода вала, 4 — суппорт, 5 — рубаш-
ка вала, 6 — упорный болт, 7 — шариковые или роликовые подшипники качения,
8 - станина с ходовым винтом продольной подачи
Вал опирают фланцами на четыре больших шариковых или роликовых
подшипника (по два на каждый фланец), на которых он может свободно
вращаться; от осевого перемещения он удерживается шариковым упором с
регулировочным болтом, упирающимся в центр вала. Если для установки
шарикового упора в центре вала нет заточки, ее высверливают и подшаб-
ривают. Внутреннее сверление вала закрывают заглушкой.
Электродвигатель 1 вращает вал через редуктор 2. Зацепление редук-
тора с фланцем вала производится вилкой 3, рога которой вставляются в
отверстие для соединительных болтов. Упор рогов вилки следует делать в
свободную заточку отверстий, а не в шлифованную расточку под тело
соединительных болтов, так как ее можно повредить.
Если на электростанции имеется червячный редуктор, можно приме-
нить его, закрепив червячную шестерню на фланце вала. У протачиваемого
места вала устанавливают специально изготовленную жесткую станину 8, на
которой монтируют ходовой винт продольной подачи, передвигающий
суппорт 4 с поперечной подачей и резцедержателем.
Вал турбины и станину суппорта взаимно выверяют так, чтобы ось вала
и ось продольного движения суппорта были строго параллельны. Если
параллельность осей не выдержана, проточка вала получится конусной, чего
допускать нельзя. Разница диаметров на всей длине проточки вала не дол-
жна превышать 0,02 мм. ... ... . ,, ,
131
Проточка вала гидротурбины с предварительной разборкой агрегата
для его выемки — очень трудоемкая операция, требующая длительного
простоя агрегата. Однако при больших износах вала, например на глубину
до 12—14 мм, обойтись без разборки агрегата трудно. При износе вала на
глубину до 3—4 мм ремонт можно произвести без разборки агрегата. Рас-
смотрим методы замены рубашки вала и ее проточки при износе без раз-
борки агрегата.
Прежде всего изготовляют из углеродистой стали фальшвал, наружный
диаметр которого точно (± 0,02 мм) протачивают по диаметру вала тур-
бины. Рубашку вальцуют из листа нержавеющей стали (например,
1Х18Н9Т) толщиной 10—15 мм под размер наружного диаметра фальш-
вала. Желательно отвальцованную рубашку проточить изнутри под этот
размер. Затем ее разрезают по периметру кольца на сегменты из четырех
или двух частей. По высоте рубашка может быть также составной. В лис-
тах облицовочной рубашки сверлят под электрозаклепки отверстия нес-
колько меньшего диаметра, чем нужные для крепления ее на валу гидротур-
бины. Хомутами листы рубашки плотно прижимают к фальшвалу, чтобы
между ними и фалыпвалом зазор был не более 0,10—0,12 мм.
Листы рубашки прихватывают сваркой по краям сегментов и электро-
заклепками к фальшвалу; хомуты снимают и фальшвал с рубашкой про-
тачивают на станке по наружному диаметру до необходимого размера.
Затем места сварки обрубают, электрозаклепки высверливают и сегменты
доводят до окончательного размера.
Старую облицовку с вала срубают, а его поверхность тщательно зачи-
щают от электрозаклепок и сварных швов. Поверхность вала тщательно
обрабатывают: выступы не допускаются, так как сегменты облицовочной
рубашки будут неплотно прилегать к валу.
На подготовленный вал надевают сегменты облицовки, которые
притягивают хомутами. Чтобы не повредить наружную поверхность рубаш-
ки, под хомуты прокладывают картонные прокладки. Между листами
облицовки и валом не должен проходить щуп более 0,10—0,12 мм. Плот-
ность прилегания проверяют также по звуку, обстукивая рубашку медным
молотком.
Нормально установленную рубашку прикрепляют к валу и проверяют
наружный диаметр. Если диаметр по всей длине не отклоняется от нормаль-
ного более 0,10—0,12 мм, облицовку приваривают окончательно. Сначала
обратноступенчатым' швом от середины к краям сваривают продольные
швы, затем — поперечные и, наконец, заваривают электрозаклепки. Свар-
ные швы тщательно шлифуют.
Проточку рубашки вала при износе выполняют с помощью специаль-
ного станка, имеющего вращающийся резец (рис. 13\ Применение этого
станка не требует разборки агрегата: достаточно лишь демонтировать
направляющий подшипник турбины и сальниковое устройство. Станок
состоит из металлической сварной рамы 3, имеющей вертикальный разъем
для сборки ее вокруг вала турбины. Рама имеет два фланца (верхний и
нижний), соединенные между собой ребрами жесткости. На фланцах зак-
реплено по шесть роликов из шариковых подшипников 5 в колодках 4,
которые катятся при работе станка по поверхности вала турбины. Ролики
132
,к. {р
Рис. 73. Станок дня проточки и шлифовки рубашки вала гидротурбины без разборки
гидроагрегата:
1 - вал турбины, 2 - крышка турбины, 3 — рама станка, 4 - колодка, 5 — шариковый
подшипник колодки, 6 — опора подвески рамы станка, 7 - заплечик, облицованный
бронзой, 8 — текстолитовая разъемная червячная шестерня, 9 — токоподвод со щет-
ками питания электрошлифовальной машинки, 10 - хомут подвески станка на валу,
11 - кронштейн подвески электродвигателя для вращения станка, 12 - электро-
двигатель, 13 - стальной червяк, 14 - звездочка ходового винта, 15 - палец зацепле-
ния звездочки ходового винта, 16 — ходовой винт, 17 — направляющие штанги карет-
ки станка, 18 — каретка с суппортом станка, 19 — электродвигатель с шлифовальным
кругом
133
перемещаются в радиальном направлении для осевой выверки рамы и
прижимаются к валу без зазора.
Между фланцами рамы установлены три направляющие штанги 17, по
которым скользят втулки каретки станка с суппортом 18; между штан-
гами имеется ходовой винт 16, служащий для вертикального перемещения
суппорта. Суппорт имеет резцедержатель с резцом, который может пере-
мещаться винтом поперечной подачи в радиальном направлении, чем обес-
печивается необходимая глубина резания.
При вращении рамы резец протачивает вал. Рама вращается с помощью
червячной пары — стального червяка 13 и текстолитовой разъемной шес-
терни 8. Шестерня закрепляется на специальной разъемной опоре 6, одно-
временно служащей для навески рамы станка. Выше шестерни на валу
турбины жестко закреплен неподвижный хомут 10, на котором кронштей-
ном 11 подвешен электродвигатель 12 с червяком 13, входящим в зацеп-
ление с текстолитовой шестерней 8.
При вращении вала электродвигателя червяк вращает шестерню, а
вместе с ней и раму станка с резцом. От вертикального перемещения вдоль
оси вала рама удерживается либо специальным опорным хомутом, установ-
ленным снизу (конструкция не показана), по которому рама скользит
бронзовыми вкладышами, либо специальным облицованным бронзой
заплечиком 7 верхнего хомута 10. Расположение точки опоры зависит от
конструктивных особенностей турбины и наличия свободного места на ее
валу.
При работе станка вертикальное перемещение суппорта осуществляется
автоматически. На хвостовике ходового винта 16 ставится звездочка 14 с
двенадцатью зубцами, которая поочередно через каждый оборот входит в
зацепление с неподвижным пальцем 15 и поворачивается на один зуб. Вмес-
те с ней поворачивается ходовой винт на 1/12 оборота. При шаге резьбы
винта 3 мм подача за один оборот станка, следовательно, будет 0,25 мм.
Червячную передачу рассчитывают так, чтобы станок делал 10—13 об/мин,
а скорость резания была 20—25 м/мин.
Поверхность рубашки вала после проточки требует обязательной
шлифовки. Шлифовка шкуркой вручную очень трудоемкая операция и
не обеспечивает достаточную чистоту поверхности. Обычно для шлифовки
применяют этот же станок, только вместо резца в резцедержателе закрепля-
ют наждачный камень. Такая шлифовка также недостаточно качественная
и отнимает много времени, так как частота вращения станка слишком
мала. Вместо шлифовки камнем можно обработать поверхность накаткой
роликом, закрепленным в резцедержателе.
Более сложный, но более эффективный метод шлифовки получают при
закреплении на суппорте станка электродвигателя 10 со шлифовальным
кругом. При большой частоте вращения круга и непрерывной работе станка
шлифовка вала будет произведена за один-два прохода. Электроэнергия к
вращающемуся двигателю идет через токоподвод, щетки и контактные
кольца, смонтированные на текстолитовой шестерне 8, а от них по гибкому
шнуру, изменяющему свою длину в зависимости от передвижения суп-
порта электродвигателя ходовым винтом.
В процессе проточки и шлифовки периодически производят контроль-
134
ные замеры диаметра вала: в трех плоскостях по высоте рубашки и в
каждой из этих плоскостей — в двух взаимно перпендикулярных направ-
лениях. Замеры необходимо выполнять специальной контрольной скобой,
Не разбирая станок.
Получив достаточно чистую поверхность (разница диаметров вала в
различных местах не более 0,02—0,03 мм), обработку считают законченной.
Данные замеров заносят в соответствующий формуляр,
§ 41. Ремонт направляющих лопаток и их подшипников
Наиболее характерными повреждениями лопаточного аппарата гидро-
турбин являются: износ уплотнений верхних цапф лопаток, корпуса под-
шипника, опорных втулок, цапф лопаток и истирание поверхности лопа-
ток наносами. Неравномерность вертикального зазора между пером и
спинкой соседних лопаток при закрытии аппарата и увеличение зазора у
отдельных лопаток также вызывает плохую работу агрегата.
Кроме того, торцевой зазор по поверхности лопаток может быть нерав-
номерным или вообще отсутствовать.
Наиболее распространенная конструкция лопатки с опорными элемен-
тами показана на рис. 74.
Износ уплотнения верхней цапфы. Износ уплотнения подшипника
верхней цапфы лопатки характеризуется увеличением протечек воды через
контрольную трубку.
Для замены уплотнения корпус подшипника демонтируют. Предвари-
тельно отворачивают болт 10 подвески лопатки, снимают опорную тарелку
Рис. 74. Лопатка направ-
ляющего аппарата с опор-
ными элементами:
1, 5 - нижнее и верхнее
кольца направляющего
аппарата, 2, 4 - съемная
одежда нижнего и верх-
него колец, 3 - тело
лопатки, 6 - верхний под-
шипник, 7 — резиновая
прокладка, 8 поворот-
ный рычаг, 9 - опорная
тарелка, 10 - подвесной
болт лопатки, 11. 14, 18 —
верхняя, средняя и ниж-
няя втулки, 12, 13 —
верхняя и средняя шейки
цапфы, 75 - уплотнение
цапфы, 76 - нижнее при-
жимное кольцо, 7 7 - ниж-
няя цапфа, 19 — уплот-
нительная манжета, 20 -
промежуточное нажимное
кольцо, 27 — потайной
винт, 22 — резиновый
шнур
135
9, вынимают шпонки поворотного рычага и снимают рычаг. Корпус под-
шипника выводят из гнезда с помощью специально подвешенного тель-
фера или талей. Для замены уплотнительной манжеты снимают нижнее
прижимное кольцо 16, закрепленное винтами с потайной головкой, выни-
мают промежуточное нажимное стальное кольцо 20 и удаляют поврежден-
ную манжету.
Если на корпусе установлена кожаная манжета, ее легко изготовить
из технической кожи на электростанции. Для этого применяют пресс-форму
(рис. 75, а), в которую зажимают предварительно намоченное кожаное
Рис. 75. Пресс для изготовления уплотнительной манжеты
верхней цапфы лопатки:
а - кожаной, б — резиновой
кольцо. Резиновые манжеты можно изготовить из сырой резины, которую
также зажимают в пресс-форму (рис. 75, б) и вулканизируют в течение
35—40 мин.
Если специальных манжет нет и их невозможно изготовить на месте,'
временно можно установить несколько колец из мягкой листовой резины
толщиной 3-5 мм. Отверстие в резиновом кольце, охватывающее цапфу,
делают на 0,5—1 мм меньше диаметра цапфы. Кольцо нужно вырубать
Рис. 76. Приспособление
для вырубки уплотнитель-
ных резиновых колец
специально изготовленным приспособлением,
показанным на рис. 76. Вырезать его ножом или
ножницами нельзя, так как получаются неровные
кромки, которые пропускают воду.
При установке корпуса подшипника на место
следят за тем, чтобы замененную манжету не
повредить при насадке на цапфу: ее внутренние
кромки могут подрезаться торцом нижней втул-
ки, Чтобы это не произошло, переход от ступицы
рычага к шейке верхней втулки нужно смазать
маслом, а под кромки манжеты подставить тон-
костенную трубу из двух полуколец.
Если втулки подшипника верхней цапфы изготовлены из лигнофоля
(рис. 77), смазка их осуществляется водой, и резиновую манжету уплотне-
ния 7 цапфы 1 устанавливают сверху корпуса 2 подшипника. Уплотнение
можно заменить, не вынимая подшипник. Для этого разбирают устройство
подвески лопатки, выбивают цилиндрические шпонки 10 рычага и снимают
поворотный рычаг 9. *
Износ корпуса подшипника. Очень часто нижний торец корпуса под-
шипника оказывается разрушенным от щелевой кавитации и истирания
твердыми частицами, содержащимися в воде. Разрушения бывают нас-
136
только значительными, что в корпусе подшипника невозможно закрепить
уплотнительную манжету цапфы лопатки.
Изготовленный из чугуна корпус подшипника можно отремонтировать
электронаплавкой, однако сварка чугуна затруднена и наплавляемый
металл трудно поддается обработке на станке.
Кроме того, этот ремонт не исключает повторной наплавки торца кор-
пуса при износе в последующей эксплуатации. Поэтому лучшим методом
ремонта являются проточка изношенного торца корпуса и установка смен-
ного стального кольца взамен проточенной части. Это кольцо изготовляют
Рис. 77. Лигнофолевый подшипник верх-
ней цапфы лопатки:
1 - верхняя цапфа направляющей ло-
патки, 2 — корпус подшипника, 3 -
верхнее кольцо направляющего аппарата,
4 - верхняя лигнофолевая втулка,
3 - резиновая прокладка, 6 — резиновый
шнур, 7 — резиновая манжета уплотне-
ния, 8 - бронзовая нажимная втулка,
9 - поворотный рычаг лопатки, 10 —
цилиндрическая шпонка рычага
Рис. 78. Приспособление для установки
подшипников верхней цапфы лопатки:
1 — верхняя цапфа лопатки, 2 — верх-
нее кольцо направляющего аппарата,
3 - корпус подшипника, 4 — упорная
тарелка, 5 — шпилька с гайками при-
способления, 6 — шпилька крепления
подшипника цапфы
на токарном станке и крепят к корпусу подшипника винтами с потайной
головкой. При износе кольцо заменяют новым.
Запрессовку корпуса подшипника в гнездо осуществляют с помощью
приспособления, показанного на рис. 78. Под фланец корпуса подшипника
ставится прокладка из листовой резины толщиной 3—5 мм. Перед установ-
кой корпуса подшипника прочищают его смазочную трубку и заполняют ее
свежей смазкой. Пространство между втулками очищают от старой смазки
и заполняют новой.
Износ втулок и цапф. При каждой разборке корпуса подшипника необ-
ходимо микрометром и штихмассом проверить состояние его втулок и
шеек верхней цапфы лопатки. Данные замеров заносят в формуляр и сооб-
137
щают бригадиру или мастеру для решения вопроса о возможности дальней-
шей эксплуатации или замены втулок. Втулки подлежат замене, если зазор
между шейкой цапфы и втулкой на величину диаметра превышает размеры,
указанные в табл. 2.
Втулки верхней и нижней цапф изготовляют из чугуна, бронзы или
лигнофоля. Чугунные и бронзовые втулки смазывают густой смазкой,
которую нагнетают специальными пресс-масленками. Для подачи смазки
к нижней цапфе в теле лопатки делается сквозное отверстие. Лигнофолевые
втулки смазываются водой, протекающей через турбину.
Таблица 2, Предельно допустимые зазоры между втулками
и цапфами лопаток
Место замера Зазор, устанав- ливаемый при мон- таже и ремонте, мм Предельно допус- тимый зазор, мм
Верхняя цапфа Верхняя втулка 0,5-0,5 1,0-1,2
Средняя втулка 0,1-70,12 0,5-0,6
Нижняя цапфа Нижняя втулка 0,1-0,12 0,5—0,6
Для замены втулок верхней цапфы вынимают корпус подшипника и
выпрессовывают из него обычной выколоткой или специальным приспо-
соблением (рис. 79) дефектные втулки. Если металлическая втулка не
вьшрессовывается из-за слишком тугой посадки, следует втулку предвари-
тельно охладить. Для этого устанавливают приспособление, закрывают
отверстие между втулкой и нижней планкой, как бы устраивая дно, и во
втулку закладывают охлаждающую смесь — лед или снег с поваренной
Рис. 79. Приспособление для выпрессовки втулок из корпуса под-
шипника верхней цапфы лопатки:
а — приспособление, б — траверса, проходящая через втулку; 1 -
корпус подшипника, 2 - втулка подшипника, 3 — упорная скоба,
4 — шпилька приспособления, 5 — траверса приспособления
138
солью или искусственный лед. Корпус подшипника можно предварительно
подогреть теплым воздухом от генератора или газовой горелкой. Обычно
уменьшения диаметра втулки от охлаждения бывает достаточно, чтобы
она легко вышла из своего посадочного места.
Если же и при таком методе втулка не выпрессовывается, ее разрубают
крейцмейселем по всей высоте. Новые металлические втулки изготовляют с
таким расчетом, чтобы они сидели в корпусе подшипника с натягом. Это
значит, что наружный диаметр втулок должен быть больше диаметра их
посадочного места в корпусе подшипника на 0,03-0,15 мм. Эти размеры
проверяют при одинаковой температуре корпуса и втулки одним и тем же
мерительным инструментом.
Запрессовку втулки в корпус подшипника выполняют в следующем
порядке: корпус подшипника подогревают горячим воздухом, а втулку
опускают в ведро со смесью снега или льда с поваренной солью или искус-
ственным льдом. Поверхность посадочного места в корпусе подшипника
смазывают серой ртутной мазью для улучшения скольжения втулки при
запрессовке. По наружному диаметру втулки до ее охлаждения из прово-
локи^б мм изготовляют проверочный калибр (рис. 80), размер которого
на 0,02-0,05 мм превышает размер втулки dBTHap, его также охлаждают
вместе с втулкой. Через некоторое время проверяют, проходит ли калибр
в расточку посадочного места корпуса. Если проходит, втулку вынимают
из охлаждающей смеси, быстро вытирают и сажают в корпус. Обычно
уменьшение наружного диаметра втулки от охлаждения бывает вполне
достаточным для ее запрессовки.
Вместо охлаждения втулки можно применять нагревание корпуса
подшипника газовой горелкой, но этот метод неэкономичен, так как
корпуса подшипников больших турбин имеют большую массу и разогре-
вать их нужно долго. Если охлаждение втулки и подогрев корпуса горячим
воздухом не позволяют запрессовать втулку, газовой горелкой дополни-
тельно подогревают корпус.
Расточку внутренней поверхности втулки и ее шлифовку для получе-
ния нужного зазора по шейке цапфы лучше делать на станке после запрес-
совки втулки, так как при посадке с натягом внут- л
ренний диаметр втулки уменьшается. ,
Втулки нижних цапф лопаток запресованы
в нижнее кольцо направляющего аппарата, и их
замена сложнее, так как предварительно необхо-
димо вынуть лопатку. Для этого приходится
снимать верхнее кольцо направляющего аппара-
та или разбирать весь агрегат, если в конструкции
турбины не предусмотрена отдельная выемка ло-
паток. В некоторых гидротурбинах нижнее кольцо
направляющего аппарата не бетонируют и его
можно демонтировать. Металлические нижние
втулки в этом случае часто изготовлены с дни-
щами в виде стакана; их можно выбить из нижне- Рис. 80. Проверочный
го кольца. „ калибр
лк
^втнар* 0.02
139
Если нижнее кольцо забетонировано, а втулки цапф нижней кромкой
не упираются в днище расточки кольца, для их выпрессовки используют
приспособление, показанное на рис. 81. При очень тугой посадке, когда
втулки невозможно вынуть, их стенку просверливают длинным сверлом и
по сверлению разрубают крейцмейселем; затем втулки свободно вынимают.
Лигнофолевые втулки выпрессовываются достаточно легко: вырубает-
ся одна клепка втулки, а остальные убираются.
На Волжской ГЭС им. В,И.Ленина разработан метод замены нижних
лигнофолевых втулок без подъема лопаток. Предварительно одну старую
клепку вырубают и вынимают сбоку лопатки остальную клепку. Затем
по чертежным размерам цапфы и посадочного места изготовляют и про-
тачивают новую клепку и сбоку лопатки набирают ее на место. Вместо
последней клепки загоняют металлический распорный клин, который раз-
жимает клепку.
Рис. 81. Универсальное приспособление для
выпрессовки нижних втулок цапф лопаток:
1 - нижнее кольцо направляющего аппарата,
2 - нижняя втулка, 3 — упорная скоба,
4 — вытяжная шпилька с хвостовиком,
5 — раздвижные лапы
Рис. 82. Наплавка металла на пов-
режденные цапфы лопаток:
а — неправильно, б - правильно
При эксплуатации чаще всего наблюдается одновременный износ вту-
лок и цапф лопаток. При ремонте цапф лопаток протачивают шейки до чис-
того металла, а затем по полученным размерам устанавливают новые
втулки. Большая глубина износа цапф не позволяет протачивать шейки,
так как это значительно уменьшает их диаметр; поэтому их наплавляют.
Сварку ведут не по оси цапфы (рис. 82, а), так как при этом появляются
изгибающие напряжения, а по окружности (рис. 82, б).
Если износ втулок не очень велик (не превышает 2 мм на диаметр по
отношению к заводскому размеру), целесообразнее при износе втулок и
цапф наплавить на шейки лопаток более толстый слой металла с учетом
140
износа втулок, а затем проточить шейки до диаметра, несколько большего,
чем предусмотрено чертежом, а втулки растачивают в соответствии с но-
выми размерами шеек. Эта рационализация позволяет уменьшить объем
ремонта, так как не надо выпрессовывать старые втулки, изготовлять и
запрессовывать новые. Кроме того, сохранение старых втулок дает эконо-
мию материала, что особенно важно при применении втулок из бронзы.
Расточку втулок в корпусе подшипника производят на токарном
станке; при этом обе втулки протачивают с одной установки. Для центри-
рования и выверки корпуса в патроне станка в качестве базовых поверх-
ностей принимают его верхний и нижний посадочные пояски.
При расточке нижних втулок важно сохранить их соосность с верхними
втулками, чтобы лопатка при установке не перекашивалась! и не заедала.
При зазорах в средней и нижней втулках, равных 0,1—0,12 мм, даже неболь-
шой перекос будет затруднять вращение лопатки и вызовет одностороннюю
выработку втулок. Поэтому рекомендуется проточку нижних втулок
лопаток проводить при совмещенных верхнем и нижнем кольцах напра-
вляющего аппарата, используя верхнее кольцо в качестве кондуктора
(рис. 83).
Рис. 83. Проточка нижних втулок лопаток на радиально-свер-
лильном станке:
1 — нижняя втулка лопатки, 2 — резец, 3 — радиально-свер-
лильный станок, 4 — шпиндель станка, 5 - верхний подшипник
лопатки, 6 — втулка-кондуктор, 7, 9 - верхнее и нижнее
кольца направляющего аппарата, 8 - подставки для верхнего
кольца
Прежде чем установить верхнее кольцо направляющего аппарата над
нижним, протачивают три втулки, расположенные между собой под углом
120°, и в них устанавливают специально изготовленные стойки, входящие
плотно своими концами в нижние и средние втулки. Расстояние между
кольцами по всей окружности устанавливают 100—150 мм и выдерживают с
точностью 0,3—0,5 мм. Если высота лопаток направляющего аппарата
невелика и не превышает 0,5 м, лопатки можно использовать в качестве стоек.
Для проточки лучше применять радиально-сверлильный станок, снаб-
женный оправкой для резца. Шпиндель станка центрируется втулкой-
кондуктором, временно закрепляемой в одной из втулок подшипника
141
I
Рис. 84. Приспособление для ручной
расточки нижних втулок цапф напра-
вляющих лопаток:
верхней цапфы. Зазор во втулке-кон-
дукторе по шпинделю станка выдержи-
вается минимальным. Для выверки
шпинделя станка по оси расточки вту-
лок цапф за базовые принимают внут-
ренние поверхности втулок под-
шипника.
Если на электростанции нет ради-
ально-сверлильного станка или его
по каким-либо причинам невозможно
использовать, расточку нижних вту-
лок можно выполнить вручную с
помощью приспособления, показан-
ного на рис. 84, которое представля-
ет собой стальную резьбовую втулку
8 с фланцем и двумя проушинами,
имеющими два отверстия для закреп-
ления втулки от проворачивания. От-
верстия делаются под шпильки кре-
пления корпуса подшипника. Наруж-
ную поверхность втулки протачивают
и шлифуют с расчетом посадки ее в
среднюю втулку подшипника с зазо
ром 0,03—0,05.
Внутри втулки нарезана мелкая
резьба с минимально возможным ша-
гом. При изготовлении втулки наруж-
ную проточку ее, расточку отверстия
1,3 — нижнее и верхнее кольца направ- под резьбу и нарезку резьбы выполня-
ляющего аппарата, 2, 5, б - нижняя, ют с одной установки. По резьбе втул-
средняя и верхняя втулки, 4 — корпус ки ходит оправка 9 с нарезкой, сверху
подшипника верхней цапфы, 7 - рези- заканчиваю1цаяся квадратной ГОЛОВ-
новая прокладка, S - резьбовая втулка, „ г
9 - оправка с нарезкой, 10 — вороток k°Hj на которую ставится вороток (тре-
(трещотка), 11 — шпилька, 12 — болт щотка) 10 для вращения оправки,
крепления резца, 13 - резец Нижний хвостовик оправки имеет от-
верстие для установки резца 13 и болт
12 для его крепления.
Вращая оправку, резцу сообщают вращательное и одновременно пос-
тупательное движение, при котором резец растачивает втулку лопатки.
Проточка в размер выполняется за несколько проходов оправки. При
двух последних проходах снимают тонкую (0,2-0,3 мм) стружку, чтобы
добиться достаточно чистой поверхности, затем втулку подшабривают до
получения необходимого зазора по цапфе и шлифуют наждачной шкуркой.
Следует иметь в виду, что чем меньше размеры (расстояние А от средней
до нижней втулки и длина I шпинделя приспособления), тем точнее будет
расточка.
Значительно сложнее проточка нижних втулок при недемонтируемых
кольцах направляющего аппарата. В этом случае взаимное расположение
142
колец более точно соответствует рабочему положению. При небольшой
высоте лопаток (до 0,5 м) расточку можно производить радиально-свер-
лильным станком или приспосо бленим для ручной проточки, показан-
ными на рис. 83 и 84, используя верхнее кольцо направляющего аппарата
как кондуктор. При большой высоте лопаток и, следовательно, большом
расстоянии между кольцами проточку нижних втулок ведут в два приема:
сначала определяют осевую линию проточки, а затем производят расточку.
Осевую линию проточки определяют штангой, пропускаемой через
корпус верхнего подшипника и отцентрованной с помощью специально
изготовленной втулки по средней втулке цапфы. Штангу подвешивают
свободно и ее положение проверяют по отвесу. Убедившись в строгой
вертикальности штанги, по ней устанавливают и выверяют специально
изготовленный кронштейн с кондуктором, который затем используют
для направления и выверки радиально-сверлильного станка или установки
приспособления для ручной расточки.
Штангу можно использовать самостоятельно для ручной расточки, если
верхнюю ее часть сделать с резьбой, резьбовую втулку закрепить в корпусе
подшипника верхней цапфы, а нижний конец штанги приспособить для
крепления резца. Тогда кронштейн с кондуктором будет служить направ-
ляющим подшипником штанги. Изготовление длинной штанги с резьбой
для турбин с большой высотой лопаток затруднено: обычно применяют
специальное оборудование.
Рис. 85. Приспособление для изготовления лигнофолевых
втулок
Если необходимо заменить лигнофолевые втулки цапф лопаток, их
можно изготовить с помощью приспособления, показанного на рис. 85,
в которое набирается лигнофолевая клепка. Клепку нарезают из лигно-
фолевой плиты ленточной или дисковой пилой. Сначала нарезают бруски,
из которых делают конусную клепку (рис. 86), обрабатывая каждую
боковую поверхность бруска под углом а/2 = 360°/z, где а — центральный
угол одной клепки, z — число сегментов клепки во втулке.
Количество сегментов можно определить, если длину наружной окруж-
ности заготовляемой втулки dHap равную произведению на я,
разделить на толщину лигнофолевой плиты 6 и к полученному результату
143
Рис. 86. Элементы расчета брусков
лигнофопевой клепки для втулок
прибавить 2 (запас на обработку сег-
ментов) :
z = (d л/6) + 2 шт-
v нар.вт ' 7
Боковую поверхность можно обра-
ботать обычным рубанком или фрезой с
пластинками из твердых сплавов. Из за-
готовленных сегментов в приспособле-
нии набирают втулку, которая протачи-
вается на станке сначала с припуском
по наружному и внутреннему диамет-
рам, равным 1,5—2 мм, а после поджа-
тия болтов — в окончательный размер.
Затем втулку закрепляют на концах
двумя проволочными хомутами, обре-
зают по размеру и торцуют, протачивая
фаски для цапфы лопатки, чтобы ее
можно было установить на посадочное
место.
Втулку начинают запрессовывать вместе с проволочными хомутами;
хомуты постепенно сдвигаются кромкой посадочного отверстия, пока
не освободят ее. Наружный диаметр втулки выполняют на 0,2—0,3 мм больше
диаметра посадочного места, что обеспечивает необходимый натяг. Внутрен-
ний диаметр втулки делают больше требуемого по цапфе лопатки на вели-
чину полуторного натяга (0,3—0,45 мм). При запрессовке втулки расточен-
ный диаметр ее уменьшится и должен стать равным диаметру цапфы плюс
зазор 0,1—0,12 мм.
Ремонт поверхности лопаток направляющего аппарата. На средне-
и высоконапорных ГЭС вода часто содержит большое количество наносов,
что приводит к износу поверхности лопаток направляющего аппарата.
Наиболее подвержены износу перо лопатки и ее торцы; менее изнашивается
спинка лопатки.
Сильно изношенные лопатки следует заменять новыми. Если новых
лопаток нет и их невозможно получить с завода, а также в случае неболь-
шого повреждения, на поверхность лопаток электросваркой наплавляют
металл. При значительной высоте лопатки (0,8 м и более) металл наплав-
ляют в соответствии со специально разработанной технологией, применяя
промежуточный отжиг, позволяющий уменьшить коробление лопатки при
электросварке.
Лопатки небольшой высоты начинают обваривать со стороны спинки 3,
а затем наплавляют металл на перо 1 лопатки, как показано на рис. 87.
После этого наплавляют торцы лопаток и цапфы. Последующую обработку
цапф и торцов выполняют на токарном станке. Поверхность лопаток об-
рабатывают на строгальном станке или, в крайнем случае, на фрезерном.
Чтобы получить расчетный профиль лопаток, при механической обработке
пользуются специальным шаблоном, изготовленным по чертежу лопатки.
Окончательную доводку профиля по шаблону производят электрическими
или пневматическими шлифовальными машинками. - <
144
°-) 2 б)
Рис. 87. Последовательность наплавки металла на поврежденную поверх-
ность лопатки:
а - начало наплавки, б - конец наплавки; 1 — перо лопатки, 2 — наплав-
ленный электросваркой металл, 3 — спинка лопатки
Регулщювка вертикального зазора между соседними лопатками.
Вертикальный зазор между спинкой и пером двух соседних лопаток при
закрытом направляющем аппарате теоретически должен отсутствовать,,
и лопатки должны плотно прилегать друг к другу. Однако такая точность
подгонки связана с большими трудностями и, по существу, не требуется.
Поэтому допускают местные зазоры на 20% высоты лопатки. Величина
этих зазоров принимается равной 0,0001 от высоты лопатки и не должна
превышать 0,3 мм. Перо лопатки подгоняют напильником вручную или
обдирая (при больших зазорах) пневматической шлифовальной машинкой.
Если лопатки направляющего аппарата разобраны и вынуты для ремон-
та, целесообразно на монтажной площадке произвести предварительную
грубую пригонку их взаимного прилегания. Для этого две соседние лопат-
ки укладывают на специальную деревянную раму на расстоянии их шага
по кольцу направляющего аппарата под углом, соответствующим закры-
тому положению направляющего аппарата и замеряют зазоры щупом
(рис. 88). Выступы по линии прилегания снимают напильником или шли-
фовальной машинкой. Предварительная подгонка экономит время и сок-
ращает затраты.
Рис. 88. Подгонка плот-
ности прилегания соседних
лопаток на ремонтной пло-
' щадке:
•T. 1 - основные брусья, 2 —
бруски под цапфы лопа-
,л ток, 3 — лопатка, 4 —
пластинчатый щуп
На лопатках высотой до 0,5 м зазоры замеряют в двух местах: вверху
и внизу; на более длинных лопатках — в трех местах: вверху, в середине
и внизу. Данные замеров заносят в формуляр.
При закрытии направляющего аппарата после сборки часть лопаток
может быть закрыта, а часть — иметь большие щели. Одновременность
закрытия и плотность прилегания всех лопаток регулируют приспособле-
нием для изменения длины серьги лопатки (см. рис. 20).
Если такое регулировочное приспособление отсутствует или уже нахо-
дится в крайнем положении (вывернуто или стянуто), шпонки рычагов
лопаток переставляют в новое место. Для этого нужно притянуть все
лопатки хомутом в закрытое положение, выбить шпонки рычагов у неэак-
рывающихся лопаток и поставить сервомоторы направляющего аппарата
в положение закрытия, оставив несколько миллиметров запаса хода на
145
закрытие; в этом положении лопаток и регулирующего кольца на нуж-
ный угол смещают рычаги и на цапфах незакрывавшихся ранее лопаток
делают сверления для новых шпонок.
Установка торцевого зазора направляющей лопатки. Величина торце-
вого зазора лопаток обычно указывается заводом-изготовителем и зависит
от высоты лопатки, ее ширины и конструкции уплотнения торцов: если
торцы лопатки уплотнены резиновым шнуром, установочный зазор больше.
Зазор по верхнему торцу лопатки должен быть несколько меньше зазора
по нижнему торцу.
Регулирование торцевого зазора осуществляют болтом подвески 10
лопаток (см. рис. 74), при вворачивании которого лопатка поднимается
вверх, или, наоборот, зазоры проверяют наборным щупом. Для регули-
рования торцевого зазора предварительно необходимо выбить шпонки
крепления рычага лопатки и проверить возможность ее вертикального
перемещения в ступице рычага. При тугой посадке рычага на лопатке тор-
цевой зазор отрегулировать невозможно, так как лопатка в нем пере-
мещаться не будет.
Установив нормальные зазоры по торцам, не ослабляя натяга подвес-
ного болта, вновь забивают шпонки крепления рычага. Если суммарный
зазор по торцам лопатки оказался слишком мал или, наоборот, велик,
его регулируют, изменяя толщину прокладок под кольцами направляю-
щего аппарата (если они разобраны). При слишком малом зазоре увеличи-
вают толщину прокладки под верхним кольцом направляющего аппарата
или уменьшают толщину прокладки под нижним кольцом. При большом
зазоре по торцам уменьшают толщину прокладки под верхним кольцом
или увеличивают под нижним.
§ 42. Ремонт верхнего и нижнего колец направляющего аппарата
В ряде конструкций гидротурбин кольца направляющего аппарата
являются закладными частями агрегата и заливаются бетоном при монтаже.
Некоторые конструкции имеют нижнее кольцо, залитое бетоном, а верхнее,
выполненное целиком с крышкой турбины.
Большинство радиально-осевых турбин имеют демонтируемые кольца
направляющего аппарата, обычно отлитые из чугуна; в больших гидротур-
бинах эти кольца состоят из двух или более частей с разъемом по верти-
кали. Для высоконапорных турбин, работающих на реках с большим содер-
жанием в воде твердых частиц, нижнее кольцо направляющего аппарата
отливают из стали. Части колец при изготовлении шлифуют. Для уменьше-
ния износа поверхность колец, омываемую водой, покрывают сменной
облицовкой из листовой стали, закрепляемой винтами с потайной голов-
кой.
Ремонт колец направляющего аппарата заключается в замене облицов-
ки или в ее восстановлении злектронаплавкой с последующей обработкой
на заводе или в условиях электростанции. При замене облицовки часто
оказывается, что головки крепежных винтов полностью изношены. В
этом случае винт высверливают. При повреждении резьбы отверстие под
винт рассверливают под резьбу большего диаметра.
146
Снятые листы облицовки используют в качестве шаблона при изготов-
лении листов для замены. Рекомендуется изготовлять сразу два комплекта
сменной облицовки, тогда один из них устанавливают на турбину, а второй
остается в запасе для последующей замены.
Стальные кольца направляющего аппарата при износе восстанавливают
электронаплавкой металла; наплавленные места зачищают.
Гидротурбины некоторых старых конструкций не имеют защитной
одежды на верхнем и нижнем чугунных кольцах направляющего аппарата,
поэтому при ремонте изношенные места протачивают и устанавливают на
них сменную облицовку соответствующей толщины.
§ 43. Ремонт регулирующего кольца направляющего аппарата
Наиболее часто в регулирующем кольце направляющего аппарата
изнашиваются пальцы и втулки проушин для присоединения тяг серво-
моторов, опоры и направляющие регулирующего кольца и серьги направ-
ляющего аппарата.
Пальцы и втулки проушин при износе обычно заменяют новыми.
Посадку неподвижных деталей выполняют с некоторым натягом, детали
запрессовывают в регулирующее кольцо, предварительно охладив их, как
это делается при посадке втулок в корпус подшипника лопаток направляю-
щего аппарата.
Опорную и скользящую поверхности изношенной опоры регулирую-
щего кольца подшабривают. У гидротурбин больших размеров, имеющих
шариковую опору регулирующего кольца, изношенные детали заменяют,
а опорные поверхности приводят в порядок.
На некоторых типах гидротурбин имеются направляющие подушки
регулирующего кольца, позволяющие ему вращаться вокруг оси, но не
допускающие горизонтального сдвига. При износе и появлении излишнего
зазора подушки подшабривают и устанавливают под них прокладки из
стальной, латунной или красномедной фольги.
Для проведения работ по ремонту опорных и направляющих поверх-
ностей регулирующее кольцо снимают с места. Если конструкция турбины
не позволяет поднять кольцо целиком, его разбалчивают по вертикаль-
ному разъему и вынимают по частям. При установке регулирующего коль-
ца после ремонта на место проверяют легкость его поворота без присое-
динения к нему лопаток и сервомоторов. Отсутствие заеданий и легкость ’
хода по рабочему углу поворота свидетельствуют -о хорошем качестве
ремонта и позволяют продолжить сборку остальных деталей. ,
В современных конструкциях гидротурбин применяют два типа при-
вода направляющих лопаток от регулирующего кольца (см. рис. 20).
Замена разрывного болта или срезного пальца осуществляется эксплуата-
ционным персоналом довольно легко. Трудности возникают лишь при
развороте лопаток на угол, необходимый для установки пальца или болта.
Износу в серьгах и поворотных рычагах подвергаются пальцы и втулки ’
шарнирных соединений, которые при ремонте заменяют. Запрессовку
втулок и пальцев, устанавливаемых в посадочные места с натягом, лучше
всего производить, предварительно их охладив или нагрев серьгу (лучше '
подогревать серьгу).
147
§ 44. Ремонт сервомоторов направляющего аппарата
На турбинах современных конструкций обычно установлены два
сервомотора, которые поворачивают регулирующее кольцо направляю-
щего аппарата. Основными дефектами, возникающими при работе серво-
мотора, являются пропуск масла через сальник стакана, перетекание масла
в большом количестве через уплотнения поршня и выработка пальца што-
ка. Замену сальникового уплотнения стакана сервомотора производят, не
разбирая сервомотор.
Для определения причин перетекания масла через поршень из одной
полости сервомотора в другую, а также для замены пальца штока серво-
мотор необходимо разобрать. После этого выполняют ремонт, при кото-
ром обычно заменяют уплотнения поршня.
Установка натяга направляющего аппарата. Натягом направляющего
аппарата называется запас хода поршня сервомотора, остающийся после
закрытия лопаток. Этот ход необходим для выборки зазоров и создания
упругой деформации в тягах, серьгах и других деталях направляющего
аппарата. Натяг устанавливают для более плотного закрытия направляю-
щего аппарата; он считается правильно отрегулированным, если при закры-
том направляющем аппарате и снятом давлении масла поршни сервомото-
ров не доходят до упора на 4—8 мм (в зависимости от конструкции и
габаритов гидротурбины).
Натяг направляющего аппарата можно устанавливать регулирующими
гайками (резьбовыми муфтами) тяг сервомоторов, а также для каждой
лопатки в отдельности разрывным болтом или раздвижным приспособле-
нием серьги.
§ 45. Ремонт направляющего подшипника гидротурбины и его ванны
В современных конструкциях гидротурбин вкладыши направляющих
подшипников могут быть резиновыми, лигнофолевыми или баббитовыми.
Корпуса подшипников обычно изготовлены из чугуна. Сегменты вклады-
шей резиновых и баббитовых подшипников могут быть чугунными или
стальными. Резиновые и лигнофолевые подшипники смазываются водой,
предварительно очищенной от твердых частиц. Такие подшипники снаб-
жены специальным сальниковым устройством, предотвращающим попада-
ние воды по валу в шахту трубины. Баббитовые подшипники смазываются
турбинным маслом или консистентной смазкой.
Независимо от конструкции подшипников основным видом их износа
при эксплуатации является увеличение зазора между валом турбины и
поверхностью скольжения. Увеличение зазора по сравнению с проектным
у баббитового подшипника в 1,5 раза, у лигнофолевого и резинового в
два раза не допускается; в этих случаях подшипники необходимо ремонти-
ровать. Кроме того, подшипники турбины могут иметь следующие дефекты:
ослабление посадки корпуса подшипника в расточке крышки турбины,
износ сальникового уплотнения, отслаивание или выкрашивание баббита,
подгорание резины вкладышей и др.
Зазоры между валом и подшипником замеряют пластинчатым щупом
148
о
или проверяют на отжим. При проверке на отжим с одной стороны в вал
упирают ножкой индикатор, а с диаметрально противоположной нажимают
на вал домкратом; ход индикатора при нажатии и отжатии домкрата дол-
жен быть одинаковым и показывать величину одностороннего зазора в
подшипнике. Окружность подшипника делят на четыре-восемь частей
или по числу сегментов и в каждой части проверяют зазор на отжим.
Методы ремонта зависят от конструкции подшипников.
Ослабление посадки корпусов подшипников в расточке. Один из
способов посадки корпуса подшипника турбины в расточку крышки
ввден из рис. 89. Посадочные пояски А и Б разрушаются под действием
коррозии и от динамических усилий, передающихся на корпус через вал;
зазор 6 в посадочном месте, составляющий при изготовлении 0,1—0,2 мм
на диаметр, постепенно увеличивается. При некачественном изготовлении
или сборке этот зазор может быть большим. Увеличение зазора в посадоч-
ном месте уменьшает жесткость подшипника и увеличивает биение вала,
а иногда вызывает повреждение шпилек горизонтального фланца подшип-
ника.
Рис. 89. Посадка корпуса подшипника
турбины в расточку крышки:
1 - крышка турбины, 2 — корпус под-
шипника, 3 — шпилька
Рис. 90. Установка ввертышей на по-
садочных поясках подшипника:
1 - корпус подшипника, 2 — посадоч-
ный поясок, 3 — ввертыш
Замерить зазор между посадочными поясками щупом на большинстве
гидротурбин невозможно, поэтому для его определения штихмассом
замеряют диаметр расточек, а специальный скобой — диаметр посадочных
поясков на корпусе подшипника. Чтобы добиться нормальной посадки,
на поясках подшипника ставят ввертыши на резьбе, как показано на рис. 90.
Высоту ввертышей hx и h2 выбирают в соответствии с формулой
(^раст ^подш)^»
где dpacT - диаметр расточки в крышке турбины; dnon„, — наружный
диаметр посадочного пояска корпуса подшипника; hn — высота любого
ввертыша.
Опуская корпус подшипника в расточку, плотность его посадки под-
гоняют по краске. На каждый поясок устанавливают 4—6 ввертышей, а
149
их диаметр для увеличения площади опоры делают по возможности наи-
большим.
В новых конструкциях гидротурбин на посадочных поясках расточки
устанавливают специальные прижимные болты, зажимающие корпус под-
шипника; болты стопорят контргайками; применяют также распорные
клинья.
Ремонт лигиофолевого подшипника. Лигнофолевый подшипник изна-
шивается, если в смазочной воде содержится большое количество твердых
частиц. В практике эксплуатации известны случаи, когда лигнофолевый
подшипник изнашивался до недопустимых пределов за один месяц работы.
На воде, не загрязненной абразивными частицами, лигнофолевый подшип-
ник может работать долго. Ремонт лигиофолевого подшипника заключается
прежде всего в замене изношенной клепки.
Если зазор между валом и подшипником не увеличен сверх допусти-
мого предела, но имеются трещины в лигнофолевой клепке, надиры или
горелая поверхность, лигнофоль подлежит замене.
Разделку лигнофолевых плит на бруски выполняют, как описано в
§ 41. Стыки брусков клепки должны быть направлены по радиусу под-
шипника. Поверхность скольжения вала образуется торцами шпона лигно-
фоля, так как в эту сторону лигнофоль при разбухании не расширяется.
Бруски клепки должны быть хорошо подогнаны к внутренней расточке
корпуса подшипника и плотно прилегать к ней. Металлическая планка,
закрепляющая клепку в подшипнике, должна иметь замковую выточку,
выполненную, как показано на рис. 91, а.
Рис. 91. Крепление метал-
лической замковой планки
в лигнофолевом подшип-
нике:
а - правильно, б — непра-
вильно; 1 — замковая вы-
точка, 2 — металлическая
планка, 3 - винт крепления
планки, 4 - лигнофолевая
клепка, 5 - корпус под-
шипника
5
Если металлическая планка выполнена, как показано на рис. 91, б,
ее нужно реконструировать, так как при разбухании клепки лигнофоль в
направлении прессования увеличивает свою толщину на 14—18% и винты 3
порвутся при разборке подшипника или в процессе эксплуатации.
После набора лигнофоля подшипник растачивают на станке, а затем
подшабривают металлическими шаберами по валу или по специальному
шаблону до установления зазора 0,3 мм на диаметр расточки. Вдоль оси
подшипника в лигнофоле прорубают смазочные канавки на расстоянии
между соседними канавками 100—120 мм. Канавки сводят на нет за
15—20 мм до нижней кромки лигнофоля, чтобы сМазочная вода не выте-
кала, а захватывалась валом при вращении.
150
<<
Ремонт резинового подшипника. Резиновый подшипник подвергается
ремонту при увеличении зазора по валу, появлении больших надиров или
горелой резины и отставании резины от сегментов. Лучше всего дефектные
вкладыши заменять новыми. После установки новых сегментов штихмас-
сом проверяют цилиндричность подшипника. Замеры производят так,
чтобы штихмасс проходил без усилия, иначе результаты измерения вслед-
ствие продавливания резины будут неверными.
Прилегание каждого сегмента к валу можно проверить по валу собран-
ной турбины, но точнее проверять по шаблону (болванке, проточенной
по размеру шейки вала). Для проверки шейку вала покрывают жидким
меловым раствором; после высыхания мела подшипник собирают на
валу и проворачивают. Намеленные точки пришабривают до тех пор, пока
их площадь будет не менее 50% от площади прилегания каждого сегмента.
Шабровку резины выполняют шлифовальной машинкой с мелким абразив-
ным кругом. Кратковременно касаясь намеленных точек, их снимают и
вновь проверяют подшипники. При обработке шлифовальной машинкой
нельзя допускать нагрева, а тем более подгорания резины.
Если шабровку по мелу произвести невозможно, замеряют много раз
штихмассом собранный отдельно от вала подшипник, отмечают мелом
выступающие точки и снимают их шлифовальной машинкой.
Увеличенный зазор при хорошем состоянии резины уменьшают, под-
кладывая под сегменты прокладки из стальной фольги. Если на обрезинен-
ных сегментах обнаружены небольшие очаги сырой или горелой резины,
а запасных сегментов на станции нет, в качестве временной меры можно
вырезать дефектные места ножом, а края вырезки закруглить шлифоваль-
ной машинкой с наждачным кругом. Однако такие сегменты необходимо
заменить в кратчайший срок.
Оставание резины от металла также требует замены сегмента. При
отсутствии новых сегментов можно прижать резину медной планкой на
заклепках, установив планку на 1—2 мм ниже рабочей поверхности сег-
мента, но при ближайшей возможности этот сегмент необходимо заменить.
Ремонт баббитового подшипника. Баббитовые подшипники смазывают-
ся турбинным маслом, причем масло служит также для охлаждения под-,
шипников. Масло подается сверху подшипников и стекает по валу вниз,
смазывая трущиеся поверхности. Подшипник с баббитовой заливкой имеет
масляную ванну, устройства для сбора масла внизу и для его перекачки на
повторное использование вверх; кроме того, для охлаждения масла имеют-
ся маслоохладители. Масляная ванна обычно расположена сверху подшип-
ника, в ней установлены маслоохладители.
Проходя через подшипник вниз, масло попадает на прикрепленное к
валу маслоотражательное кольцо, а оттуда (в старых конструкциях тур-
бин) в неподвижную сборную ванну, оттуда перекачивается специальным
электрическим или приводимым от вала турбины насосом в верхнюю
ванну.
В новых конструкциях турбин масло снизу подшипника попадает во
вращающуюся вместе с валом сборную ванну, в которую опущены изог-
нутые навстречу вращению вала концы трубок. Вторые концы трубок
выведены в верхнюю ванну. Масло, вращаясь вместе с валом и-сборной
151
ванной, приобретает скоростной напор, под действием которого поднимает-
ся по трубкам и перетекает в верхнюю ванну.
Баббитовые подшипники некоторых конструкций турбин смазываются
консистентной смазкой.
Баббитовые подшипники заливаются баббитом Б-83 и Б-16 или смесью
баббита этих двух марок. В процессе эксплуатации подшипники с бабби-
товыми вкладышами приобретают ряд дефектов.
1. Увеличение зазора относительно вала вследствие износа или под-
плавления. Недопустимым считается увеличение зазора по сравнению с
проектным в 1,5 раза. Нормальным считается зазор, равный 0,002 диаметра
шейки вала.
2. Выкрашивание баббита с образованием раковин и обнажением
металла сегмента- Если обнаруженные раковины или выкрашивание залив-
ки на вкладыше невелики (их общая площадь не превышает 5% площади
вкладыша), дефекты ремонтируют пайкой. Дефектные места разделывают
до чистого металла и края разделки зачищают. Паять можно обычным и
электрическим паяльником или автогенной горелкой № 1. Для пайки
применяют олово или баббит Б-83; в крайнем случае — оловянисто-свинцо-
вые припои.
3. Отслаивание баббитовой заливки от металла вкладыша. Этот дефект
определяется по появлению зазора между баббитом и вкладышем или по
выдавливанию масла из-под баббитовой заливки при нажатии на нее рукой.
Большую площадь отставшего баббита можно определить, обстукивая
заливку не оставляющим вмятин небольшим стальным стержнем или
легким молотком; при этом должен быть слышен глухой дребезжащий
звук.
При отслаивании баббита, большой площади выкрашивания и малой
толщине оставшегося белого металла подшипники перезаливают. Пере-
заливка подшипников — ответственная операция, которая выполняется
квалифицированными слесарями или поручается специализированным
заводам. Работа по перезаливке подшипников в условиях электростанции
состоит из нескольких операций: подготовки рабочего места, подготовки
подшипников к перезаливке, перезаливки, расточки подшипников после
заливки, устранения дефектов заливки, шабровки и подгонки подшипни-
ков к валу.
Ремонт ванн подшипников и маслооохладителей. При каждом капи-
тальном ремонте обязательно берется проба залитого в ванну масла, кото-
рое при потере им эксплуатационных качеств заменяется. Перед заливкой
нового масла ванну очищают от шлама, промывают керосином и тщательно
вытирают Стираной льняной ветошью.
Маслоохладители очищают от грязи и отложений с наружной (масля-
ной) стороны и с внутренней (водяной) стороны. После очистки и промывки,
чтобы проверить плотность соединений, вальцовки и отсутствие дефектов
в трубках, собранные маслоохладители опрессовывают, для чего в корпусе
маслоохладителя создают и выдерживают в течение 10 мин давление, рав-
ное 1,25 рабочего. Обнаруженную течь в трубе запаивают или, в крайнем
случае, глушат трубку с двух сторон. Если число заглушенных трубок дос-
тигает 10% от общего числа, их обязательно заменяют.
152
Проверенные на плотность отдельные секции маслоохладителей со-
бирают в ванне с трубопроводами и в собранном виде перед заливкой масла
опрессовывают охлаждающей водой, чтобы определить отсутствие проте-
чек.
§ 46. Ремонт и модернизация сальникового уплотнения
вала гидротурбины у подшипников с водяной смазкой
Гидротурбины старых выпусков снабжались сальниковым уплотнением
вала, конструкция которого показана на рис. 92. На верхний фланец кор-
пуса подшипника 2 крепится болтами или на шпильках корпус сальника,
состоящий из двух половин. В камеру А подводится вода для смазки, а
из камеры Б отводится вода, просочившаяся через сальниковую набивку.
Набивка 4, изготовленная из промасленной пеньки, набивается в саль-
никовую втулку и зажимается грундбуксой 5 (нажимной втулкой). Устра-
нение протечек воды регулируется подтяжкой грундбуксы и уплотнением
сальниковой набивки.
При эксплуатации турбины сальниковая набивка постепенно изна-
Рис. 92. Сальниковое уплотнение
вала у подшипников с водяной
смазкой:
1 - вал, 2 - корпус подшипника,
3 — ванна, 4 - пеньковая набивка,
5 - грундбукса (нажимная втул-
ка) , б - нажимная шпилька
Рис. 93. Резиновый шланговый
сальник:
а — конструкция сальника, б —
кольцо-подставка; 1 - вал, 2 -
рубашка вала, 3 — корпус саль-
ника, 4 — нажимная грундбукса,
5 — резинотканевый шланг, 6 —
кольцо-подставка
153
шивается при трении о вал, а масло из пеньки вымывается водой; поэтому
сальниковую набивку с течением времени необходимо заменять.
Рассматриваемая конструкция сальникового уплотнения имеет сле-
дующие недостатки:
трение сальниковой набивки изнашивает вал; износ его особенно
увеличивается при попадании с водой под набивку песка и других твер-
дых частиц; ремонт изношенного вала является серьезной и трудоемкой
операцией;
волокна истершейся набивки падают вниз и забивают смазочные канав-
ки вкладышей подшипников, что приводит к преждевременному износу
и подгоранию подшипников;
замена и ремонт сальникового уплотнения требуют останова гидротур-
бины.
Для улучшения работы сальников старых конструкций при ремонте
турбин рекомендуется их реконструировать одним из рассматриваемых
ниже методов.
Резиновый шланговый сальник. Конструкция резинового шлангового
сальника (рис. 93) была впервые применена на Иркутской ГЭС. В качестве
уплотняющей набивки в ней используется резинотканевый пневматический
шланг. Диаметр шланга выбирают из расчета его закладки с некоторым
натягом при установке на место сальниковой набивки. Со стороны вала
на шланге трехгранным напильником пропиливают смазочные канавки
глубиной 1-1,5 мм на расстоянии 200 мм друг от друга. Вода через канав-
ки смазывает шланг и уменьшает его трение о вал.
Для уменьшения глубины сальникового паза под резиновый шланг уплот-
нения устанавливают разъемное кольцо-подставку. Уплотнение работает
в тех же условиях, что и резиновый подшипник, и долго не изнашивается.
Торцевое резиновое уплотнение с дополнительным ремонтным при-
способлением. Конструкция торцевого резинового уплотнения с допол-
нительным ремонтным/приспособлением (рис. 94) впервые применена
на Рионской электростанции. Такой тип уплотнения впоследствии был
принят на многих других ГЭС.
Уплотнение состоит из вращающегося разъемного стального диска 6
из двух полуколец с тщательно обработанной поверхностью, закрепленного
своей ступицей на валу 1 турбины с помощью стягивающих болтов 7. К
шлифованной поверхности диска прижимается кольцо 5 из маслостойкой
резины, зажатое между стальными кольцами 4 и посаженное неподвижно
на корпусе сальника 2, в котором раньше находилась сальниковая набивка.
Давлением воды снизу резиновое кольцо 5 плотно прижимается к вра-
щающемуся диску б. Для смазки резины между стыком резинового кольца
сделан небольшой зазор, пропускающий 1 л/мин воды.
При замене поврежденного основного уплотнения применяют времен-
ное ремонтное приспособление 8 в виде кольца, состоящего из трех сег-
ментов, придвигаемых к валу и отодвигаемых от него оттяжными бол-
тами 3. В придвинутом состоянии сегменты кольца прижимаются допол-
.нительно винтами 9. Сегменты кольца со стороны вала и снизу облицованы
маслостойкой резиной. При нормальной работе ремонтное приспособление
от вала отодвинуто.
154
Рис. 94. Торцевое резиновое уплотнение с дополнительным ремонтным
приспособлением:
I - вал турбины, 2 - корпус сальника, 3 - оттяжной болт ремонтного
приспособления, 4 - стальные кольца крепления торцевого уплотне-
ния, 5 - резиновое кольцо (торцевое уплотнение), 6 - полукольцо
диска торцевого уплотнения, 7 - стягивающие болты торцевого диска,
8 — ремонтное приспособление, 9 — прижимной винт
Ремонтное приспособление позволяет заменять основное уплотнение,
не останавливая агрегат.
Радиально-торцевое воротниковое уплотнение. В уплотнении кон-
струкции Мосэнергоремонта (рис. 95) пеньковая набивка и нажимная
букса удалены, а на верхнюю кромку камеры сальника 2 установлено
кольцо-воротник 3 из резины толщиной 5 мм. Кольцо склеено из двух
полуколец прямо на валу турбины с таким расчетом, чтобы его внутрен-
ний диаметр был меньше диаметра вала турбины на 40—50 мм. В таком
виде резиновое кольцо образует на валу воротниковую манжету с кром-
кой, отогнутой навстречу давлению воды. На воротнике, прилегающем
к валу, напильником насекают канавки глубиной 1 мм через каждые
100—150 мм для прохода около 1 л/мин смазочной воды из камеры саль-
ника и предупреждения подгорания резины.
Сверху резиновое кольцо прижимается, если возможно, перевернутой
нажимной буксой или специально изготовленным нажимным кольцом
4 с обечайкой. Кроме того, на кольце устанавливают дополнительный
сальник из обычного пневматического резинового шланга 8 ф 30—32 мм.
На поверхности, которой шланг прижимается к валу, также нарезают
смазочные канавки. Шланг прижимает к валу разрезное кольцо Г-образ-
ного сечения, состоящее из трех сегментов 7. Каждый сегмент кольца
прижимается к валу двумя болтами 5 с конусным концом, а отжимается
от вала одним оттяжным болтом.
Эксплуатация десяти гидротурбин с таким сальниковым уплотнением
доказала его надежную работу: протечки воды незначительны, износ саль-
ника и вала на протяжении нескольких лет работы отсутствует, сальник
работает без замены резины.
155
Рис. 95. Радиально-торцевое ворот-
никовое уплотнение:
1 — вал турбины, 2 - камера саль-
ника, 3 — резиновое кольцо-ворот-
ник, 4 - нажимное стальное кольцо
с обечайкой, 5 - прижимной болт,
, б — шпилька крепления сальника,
7 - сегмент стального прижимного
кольца дополнительного сальника,
? 8 — резинотканевый шланг допол-
нительного сальника
Рис. 96. Надставка ванны подшипника
для перемещения зоны работы саль-
ника:
1 - корпус подшипника, 2 — вал
турбины, 3 — зона износа вала от
сальника, 4 - ванна подшипника,
5 - сальниковое уплотнение, б -
нажимная букса сальника, 7 - ограж-
дение сальника, 8 — отверстие для
слива воды, 9 — кольцевая надставка
ванны
Сальниковые уплотнения подобной конструкции разработаны авто-
ром и применены на Волжской ГЭС им. В.И. Ленина, Горьковской ГЭС,
каскаде №1 Мосэнерго. В настоящее время их применяют заводы, изго-
товляющие гидротурбины.
Надставка ванны турбинного подшипника. Наибольший износ вала
турбины при использовании уплотнения в виде обычной сальниковой
набивки происходит в зоне сальника. В этом месте на валу появляется
кольцевая выработка, которая может достигать глубины 12—14 мм; ре-
монт вала в этом случае связан с большими трудностями.
Если шейка вала в зоне подшипника не имеет выработки, а в зойе
сальниковой набивки она изношена, в качестве временной меры может
быть применена надставка ванны подшипника, как это показано на рис. 96.
В этом случае под корпус ванны подшипника 4 устанавливают кольцевую
надставку 9, состоящую из двух полуколец высотой 200—220 мм.
При установке надставки весь корпус ванны поднимается, а вместе
с ней смещается вверх и сальниковое уплотнение 5; зона износа 3 вала
оказывается ниже сальника.
Надставку делают сварной; обечайку изготовляют из листовой стали
толщиной 8—10 мм и приваривают к двум фланцам. Затем сваренную
конструкцию отжигают при 600—650° С для снятия напряжений и пре-
дупреждения коробления; фланцы торцуют с одной установки, кольцо
разрезают на две половины. Установка надставки позволяет удлинить
срок работы вала без проточки его на несколько лет.
156
§ 47. Ремонт регуляторов частоты вращения
и маслонапорных установок
Регуляторы частоты вращения гидротурбин и маслонапорные уста-
новки являются сложными механизмами, и их ремонт требует твердых
технических знаний, высокой квалификации и большого опыта персонала.
Рассмотрим основные положения по ремонту этих ответственных
механизмов.
Диск маятника регулятора необходимо тщательно центровать с элек-
тродвигателем, а штифт не должен иметь заеданий в подшипнике. При
проверке и ремонте деталей регулирования необходимо помнить, что
заедание движущихся частей (золотников, иглы и др.) в буксах или на-
правляющих подшипниках вызывает потерю чувствительности регулятора
и приводит к его неудовлетворительной работе.
Зазоры между золотниками и их буксами должны быть минималь-
ными, не допускающими излишных протечек. Однако при этом золотники
должны перемешаться в буксах без заеданий под действием собственной
массы. Каждую пару — золотник и буксу — притирают друг к другу ин-
дивидуально. Трущиеся поверхности золотников и букс тщательно обра-
батывают и полируют до чистоты поверхности, соответствующей 9—10-му
классам. Для уменьшения износа эти поверхности в некоторых конструк-
циях регуляторов подвергают закалке или цементации. Изношенные золот-
ники заменяют новыми.
При ремонте колонки регулятора все детали очищают от грязи и мас-
ляного шлама. Иглу золотника при износе заменяют новой или ремонти-
руют напайкой. Гидроклапаны колонки регулятора проверяют на плот-
ность закрытия; при больших протечках производят притирку стеклян-
ным порошком.
При ремонте маслонапорной установки тщательно очищают масля-
ный сливной бак и котел от шлама и грязи. Масло из бака подвергается
анализу в химической лаборатории для определения его качества и при-
годности к дальнейшей эксплуатации.
Масляные насосы разбирают, очищают от грязи и шлама. Осматривают
состояние их шестерен и винтов, износ втулок подшипников и баббитовой
заливки корпусов винтовых насосов. Зазоры на втулках не должны быть
более 0,03—0,07 мм по диаметру; между винтом и баббитовой заливкой
устанавливают зазор 0,04—0,06 мм. При большем износе втулок их заме-
няют, а баббит перезаливают. Насосы тщательно центрируют с электро-
двигателем. Плохая центровка вызывает вибрацию насосов и ускоряет
их износ.
Одновременно с ремонтом насосов выполняют осмотр и ревизию
перепускных, предохранительных и обратных клапанов. Работу перепуск-
ного клапана регулируют и обеспечивают его срабатывание при заданном
давлении. То же делается в отношении остальных клапанов.
§ 48. Ремонт механической части генератора
К механической части генератора, обслуживаемой персоналом тур-
бинных цехов, относятся направляющие подшипники, подпятник, тормоз-
ная система, воздухе- и маслоохладители ванн подшипников.
Направляющие подшипники. При ремонте направляющих подшипни-
ков генератора (сегментные с баббитовой заливкой и масляной смазкой)
проверяют состояние баббитовой заливки: отсутствие отставаний бабби-
та, подплавлений, выкрашиваний, натиров и рисок. При большой выработ-
ке, подплавлении и повреждении баббита сегменты перезаливают. После
перезаливки вкладыш растачивают и пришабривают по валу или шаблону.
Во время каждого ремонта проверяют зазоры между валом и сег-
ментом. В зависимости от частоты вращения и диаметра шейки зазоры
должны быть от 0,12 до 0,3 мм по радиусу или от 0,25 до 0,6 мм по диа-
метру. Масляный зазор устанавливает завод-изготовитель. Если зазоры
оказываются больше указанных, их уменьшают, устанавливая проклад-
ки под опорные колодки сегментов.
Во время ремонта проверяют по краске прилегание сегмента к валу
и, если необходимо, его улучшают пришабриванием по валу или по
фальшвалу.
Результаты ремонта и величину установленных зазоров записывают
в формуляр.
Подпятник. На всех современных гидроагрегатах применяют под-
пятники с сегментами, залитыми баббитом. У старых типов агрегатов
встречаются дисковые подпятники, ремонт которых в книге не рассмат-
ривается. При проверке состояния подпятника могут быть обнаружены
следующие дефекты: ослабление посадки втулки подпятника на валу;
коробление зеркального диска; повреждение прокладки между зеркаль-
ным диском и втулкой; кавитация сопрягаемых между собой поверхнос-
тей втулки и нерабочей поверхности зеркального диска; повреждение
кольцевой шпонки втулки; повреждение или выплавление баббитовой
заливки сегментов; неравномерная по высоте установка регулировочных
болтов сегментов.
Ослабление посадки втулки на валу устраняют в зависимости от мест-
ных условий. Эту сложную ремонтную операцию выполняют с помощью
завода, так как она требует расточки втулки.
Проверку состояния зеркального диска производят при каждом ремон-
те гидроагрегата. Для этого устанавливают два индикатора и, поворачи-
вая ротор, проверяют биение диска: оно не должно превышать 0,02 мм.
Если биение оказывается больше, это указывает, что диск покороблен.
Коробление диска небольших машин устраняют шабрением. Для конт-
роля качества шабрения используют проверочную плиту. Затем диск поли-
руют. У крупных агрегатов с диаметром диска более 2 м коробление устра-
няют в каждом случае в зависимости от местных условий.
Поврежденные прокладки между зеркальным диском и втулкой
заменяют. Для прокладок применяют калиброванные по толщине изоли-
рующие материалы. Лучше всего употреблять синтетические прокладки
из пластмасс, но в настоящее время заводы выпускают такие материалы
158
в ограниченном количестве. Поэтому часто прокладки изготовляют из
гетинакса и электротехнического картона.
Кавитационные повреждения торца втулки и прилегающей к нему
поверхности зеркального диска устраняют шлифовкой пневматическими
машинками с последующей шабровкой поверхностей. При этом проверяют
перпендикулярность нижнего торца втулки валу.
Ремонт кольцевой шпонки производят шабрением ее торцевых рабочих
поверхностей. Не рекомендуется под шпонку устанавливать прокладки;
, в случае крайней необходимости прокладку делают точеной. Вырубленные
! из листового железа прокладки применять нельзя.
Состояние сегментов подпятника проверяют внешним осмотром.
При обнаружении дефектов (отставание баббита, выкрашивание и т.д.)
сегменты перезаливают или заменяют новыми.
Установку высоты регулировочных болтов сегментов для одновремен-
I ного их прилегания к зеркальному диску (подбивку) производят, чтобы
I обеспечить равномерное распределение нагрузки от массы агрегата на
i каждый из сегментов. Если нагрузка неодинакова, перегруженные сег-
f менты выплавятся и подпятник потерпит аварию.
На небольших агрегатах подбивку сегментов выполняют ключом,
установив на фланце вала генератора индикатор. Сегмент поднимают до
тех пор, пока стрелка индикатора, установленного напротив поднимае-
мого сегмента, не сдвинется на 0,01—0,03 мм. Считают, что в этом случае
сегмент прижат к зеркалу плотно. Переставляя индикатор, обходят ключом
все регулировочные болты сегментов.
При ремонте подпятника следует помнить, что для зонтичных генера-
торов ряд указанных операций связан с выемкой ротора, поэтому их
проводят только тогда, когда необходимо устранить обнаруженные де-
фекты.
Воздухоохладители и маслоохладители. Ремонт заключается в чистке,
замене прокладок и гидравлической опрессовке, чтобы обнаружить про-
течки воды. Текущие трубки, если их невозможно заварить, заглушают.
§ 49. Ремонт вспомогательного оборудования
Как указывалось, к вспомогательному оборудованию относятся тор-
мозная система, быстродействующие и быстропадающие затворы, холос-
тые выпуски, клапаны срыва вакуума, лекажные и откачивающие насосы.
Изношенные манжеты тормозных цилиндров и тормозные накладки
из ленты феррадо заменяют. Одновременно очищают поршни и цилиндры
от грязи. На новых агрегатах вместо лент феррадо применяют ленты из
нового материала ретиноля.
Основным дефектом затворов, появляющимся в процессе эксплуата-
ции, является неплотность закрытия и большие пропуски воды. Чтобы
их устранить, заменяют уплотнения затворов; когда уплотнений нет, доби-
ваются плотного прилегания уплотнительных кромок и поверхностей.
Механизмы, закрывающие и открывающие затворы, — гидроподъемники,
лебедки и сервомоторы — очищают от грязи, шлама, регулируют их авто-
матику и заменяют изношенные детали. После ремонта регулируют сис-
159
тему закрытия затворов и проверяют ее действие от ручного и автомати-
ческого включения. Для защиты от коррозии затворы очищают от ржав-
чины и окрашивают.
Ремонт холостых выпусков в зависимости от конструкции и размеров
различен. Прежде всего добиваются плотного закрытия холостых выпус-
ков и отсутствия пропусков воды при закрытом положении клапана.
Если приводы холостых выпусков оборудованы катарактом, регулируют
время их действия.
Ремонт клапанов срыва вакуума заключается в обеспечении плотности
их закрытия. Система привода, имеющая масляный катаракт, регулиру-
ется по времени.
Ремонт лекажных и откачивающих насосов состоит в устранении из-
носа вращающихся частей: вала, рабочего колеса, шестерен, увеличении
производительности насосов заменой уплотняющих колец у центробеж-
ных насосов, уменьшения торцевых и боковых зазоров у шестеренчатых
насосов. При ремонте насосов заменяют сальники, проверяют и при необ-‘
ходимости заменяют подшипники. Обязательно центрируют насос с элек-
тродвигателем, так как при плохой центровке появляется вибрация и
насосы быстро выходят из строя.
§ 50. Сборка гидроагрегата
Сборку агрегата после ремонта проводят в последовательности, об-
ратной изложенной в § 36. При сборочных работах необходимо руковод-
ствоваться следующими положениями:
1. Все детали должны сопрягаться друг с другом легко и садиться
на место под собственной массой без дополнительных усилий. Посадка
кувалдами, барсами и другими ударными инструментами портит детали:
на них появляются вмятины, забоины. Если сопряжение деталей проис-
ходит трудно, необходимо приостановить посадку, выяснить причины и
лишь затем посадить деталь.
2. При установке прокладок особенно тщательно следует уплотнять
стыки их составных частей (по возможности стремятся устанавливать
цельные прокладки). Резиновый уплотнительный шнур ставят в специаль-
ные выточки, имеющиеся на деталях. Шнур соединяют в кольцо внахлест-
ку, срезая на клин сращиваемые концы, которые по возможности вулка-
низируют. Если вулканизировать нельзя, концы связывают прочной нитью.
Если нет специальных канавок, шнур на разъемах укладывают с одной
стороны шпилек: со стороны потока воды. Ни в коем случае нельзя ук-
ладывать шнур волнистой линией, обходя шпильки то изнутри, то снару-
жи (рис. 97).
Для прокладок, устраняющих протечки воды, применяют резину,
парусину, промазанную суриком или белилами, паронит и клингерит.
Паронит и клингерит употребляют только тогда, когда нужна установоч-
ная прокладка калиброванной толщины.
3. При установке рабочего колеса в кратер турбины его ось необходи-
мо возможно точнее совместить с осью расточки кратера и раскрепить
от перемещения клиньями. Такая центровка особенно необходима для
160
....
Рис. 97. Правила укладки
резинового шнура на фла-
нец разъема:
а - правильно, б - непра-
вильно; 1 - резиновый
шнур, 2 - шпильки
радиально-осевых колес, так как смещение колеса в расточке в дальней-
шем не позволит установить по зазорам в лабиринтовом уплотнении ниж-
нее кольцо направляющего аппарата и может заставить повторить эту
операцию.
4. При сборке направляющего аппарата с помощью подвесных бол-
тов устанавливают торцевые зазоры лопаток, проверяют легкость их вра-
щения, а затем забивают клиновые шпонки, закрепляющие поворот-
ный рычаг на цапфе лопатки.
5. Установку крестовин и ротора генератора производят после того,
как полностью соберут механизмы в шахте турбины. Это делают, чтобы
максимально использовать при сборке мостовой кран и ликвидировать
непроизводительные затраты времени на подвеску талей и другого таке-
лажного оборудования.
6. Чтобы ускорить выверку деталей, выставляемых по контрольным
шпилькам, их не доводят при посадке до места на 10—15 мм. В этом поло-
жении вставляют от руки все контрольные шпильки в соответствующие
отверстия на детали так, чтобы концы шпилек вошли в отверстия на по-
садочном месте. Затем направляемая контрольными шпильками деталь
точно садится на место. Шпильки забивают легким ударом молотка, а
потом затягивают гайки разъема.
7. Фланцы валов турбины и генератора для соединения подтягивают
либо специальными болтами, имеющими диаметр меньший, чем у соеди-
нительных призонных болтов, либо специальным приспособлением с гид-
равлическими домкратами. Подтягивание призонными • соединительными
болтами утяжеляет эту операцию: могут произойти перекос валов в сое-
динении,.повреждение поверхностей болтов и отверстий^
8. Затяжка крупных крепежных болтов фланцев валов и лопастей
поворотно-лопастных турбин, резьба которых в крупных агрегатах достиг-
ла 160 мм, не может быть осуществлена вручную, так как руками нельзя
создать требуемого механического напряжения в болтовых соединениях.
Поэтому для затяжки и разбалчивания таких крепежных деталей исполь-
зуют краны машинного зала ГЭС. Это очень ответственная операция, тре-
бующая строгого соблюдения правил техники безопасности. Для контроля
усилия затяжки применяют различные методы, которые, однако, не поз-
воляют достаточно точно замерить величины усилия. Нет также метода,
которым можно было бы определить напряжение затянутого болта. Но
все же приближенная оценка усилия производится во избежание разрыва
болтов и достижения приближенно одинакового значения напряжений
во всех болтах. Так, для контроля усилия затяжки используют разрыв-
161
ную вставку из определенной марки стали, проточенную до расчетного
калиброванного размера, которую вставляют между тяговым тросом
крана и ключом, надеваемым на болт. Также применяют динамометры,
встроенные в тяговый трос крана, что надежнее разрывной вставки, но
та электростанциях часто нет динамометров, рассчитанных на необходи-
мое усилие.
Контрольные вопросы. 1. Какова последовательность полной разборки гидро-
агрегата? 2 Какие повреждения рабочих колес гидротурбин наиболее часты и как их
устраняют? 3. Какие повреждения камер рабочих колес наиболее часты и как их
устраняют? 4. Какова последовательность операции при замене рабочего колеса?
5. Какие виды повреждений валов гидротурбин вы знаете и каковы способы их ре-
монта? 6. Какие повреждения и дефекты деталей направляющего аппарата гидро-
турбин чаще всего появляются при эксплуатации, как устраняют эти повреждения
и регулируют при сборке направляющий аппарат? 7. Какие повреждения могут поя-
виться при эксплуатации резинового, лигиофолевого, баббитового подшипников и
как их ремонтируют? 8. Какие конструктивные изменения можно внести в сальни-
ковое уплотнение вала для увеличения надежности его работы? 9. Какие элементы
механической части гидрогенераторов наиболее часто повреждаются и как устра-
нить эти повреждения? 10. Каковы основные правила и последовательность сборки
гидроагрегатов? 11. Как производят затяжку болтов фланцевых соединений и конт-
ролируют ее усилие?
Глава шестая
ЦЕНТРОВКА ГИДРОАГРЕГАТОВ
§ 51. Центровка вертикальных гидроагрегатов
Центровка вертикальных гидроагрегатов состоит из центровки их
неподвижных частей и роторов и является сложной, ответственной опе-
рацией.
Нарушение центровки неподвижных частей гидроагрегата, вызывае-
мое просадкой его опорных частей, недостаточным закреплением механиз-
мов и деталей или другими причинами, случается довольно редко. При
нарушении центровки неподвижных частей могут появиться задевания
вращающихся частей агрегата за неподвижные.
Нарушение центровки роторов при эксплуатации или некачественная
центровка при ремонте вызывает при работе гидроагрегата повышенное
биение его вала у направляющих подшипников турбины й генератора,
надставки генераторного вала у возбудителя и генератора регулятора
частоты вращения. Вследствие этого быстро изнашиваются направляющие
подшипники (увеличивается зазор и выкрашивается их баббитовая за-
ливка) , повышается температура отдельных сегментов направляющих
и опорных подшипников, возникает повышенная вибрация, вращающиеся
части задевают за неподвижные.
Качественная центровка вертикального агрегата должна отвечать
следующим требованиям: зазоры между рабочим колесом турбины и
162
1
его камерой, а также воздушный заЗор между железом ротора и статора
генератора при повороте вала агрегата на 360° должны быть одинаковыми
во всех направлениях; зеркальный диск подпятника должен быть строго
перпендикулярен валу агрегата; во фланцевых соединениях валов гене-
ратора, турбины, промежуточного вала, надставки и рабочего колеса не
должно быть излома, т. е. осевые линии валов и рабочего колеса должны
составлять одну прямую без перегибов во фланцевых соединениях; линия
валов гидроагрегата должна быть строго вертикальной (не иметь уклона).
Для оценки проверяют центровку и при отклонении от нормы каждого
из перечисленных требований выполняют следующие операции: выверяют
перпендикулярность опорного торца втулки подпятника по отношению
к линии валов гидроагрегата; устраняют излом валов во фланцевых сое-
динениях и уклон линии валов; обеспечивают центральное положение ро-
торов турбины и генератора по отношению к неподвижным частям гидро-
агрегата.
Проверка центровки агрегата — обязательная технологическая опера-
ция при ремонте, так же как обязательно устранение обнаруженных нару-
шений центровки. Если гидроагрегат частично или полностью разбирался,
без выполнения центровочных операций оказывается невозможным его
пуск в работу.
В зависимости от степени разборки агрегата трудоемкость операций
по центровке изменяется. Если выполнялась полная разборка гидроаг-
регата с выемкой роторов турбины и генератора, проверяют центровку
неподвижных частей агрегата по вертикально опущенной струне — отвесу-
Для этого струну устанавливают в центральное положение относительно
залитых бетоном неподвижных частей турбины (фундаметного кольца,
статора или камеры рабочего колеса) и относительно этого положения
выверяют остальные неподвижные части агрегата.
Центровка неподвижных частей агрегата в книге не рассматривается.
При замене рабочего колеса турбины на монтажной площадке во время
соединения его с валом выверяют соосность вала и рабочего колеса, чтобы
не допустить излома его во фланцевом соединении. Невыполнение этой
операции может привести после установки рабочего колеса на место к не-
равномерности зазоров в верхнем и нижнем уплотнениях ободов колеса
радиально-осевой турбины и к задеванию за неподвижные части.
При полной разборке крупных агрегатов с выемкой роторов воз-
никает необходимость тщательной центровки ротора турбины с установ-
кой рабочего колеса в центральное положение относительно его камеры
и выверкой вертикальности вала. Несоблюдение этого условия приводит
иногда к невозможности посадки крышки турбины на место и труднос-
тям выверки соосности валов турбины и генератора.
Особое место занимает операция центровки соединяемых (спаривае-
мых) валов агрегата. Правильность центровки обязательно проверяют
досле затяжки болтов фланцевого соединения, так как неравномерная с
неодинаковым усилием или в неправильной последовательности затяжка
может привести к излому во фланцевом соединении.
В настоящее время нет единого метода, который за один прием мог
бы дать исходные данные для удовлетворения всех требований качествен-
163
ной центровки, выполнения всех ее операций. Существует несколько
приемов (методов), решающих отдельные задачи. Так, центровка методом
поворота агрегата на 360° позволяет выверять перпендикулярность зер-
кального диска подпятника валу агрегата и устранять излом во фланцевых
соединениях. Центровка по четырем струнам позволяет устранять уклон
линии валов и излом во фланцевых соединениях валов и рабочего колеса.
Новый метод центровки микрометрическим уровнем позволяет устра-
нять уклон линии валов и излом во фланцевых соединениях.
Правильной установки роторов турбины и генератора относительно
расточек камеры рабочего колеса, статора генератора и других расточек
добиваются измерением щупом зазоров между подвижными и неподвиж-
ными частями агрегата и передвижением роторов по сегментам подпятни-
ка для выравнивания зазоров во всех направлениях.
На некоторых электростанциях, оборудованных крупногабаритными
тяжеловесными агрегатами, иногда применяют проверку центровки мето-
дом поворота агрегата на 180° с индикаторами, установленными в двух
взаимно перпендикулярных плоскостях. Этот метод возник вследствие ~
трудности поворота тяжелых роторов как попытка уменьшить число пово-
ротов для центровки. Однако такая центровка не дает надежных величин
для расчетов из-за отсутствия контроля точности показаний индикаторов,
не возвращающихся к исходной точке измерений на валу, и не рекомен-
дуется.
§ 52. Центровка методом поворота ротора
гидроагрегата на 360°
Методом поворота ротора агрегата на 360° можно проверить перпен-
дикулярность зеркального диска валу, а также наличие излома линии вала
во фланцевых соединениях. Главное условие операции: ротор при повора-
чивании не должен задевать за неподвижные части агрегата. Если рабочее
колесо будет задевать за камеру, результаты замеров окажутся неудовлет-
ворительными.
Ротор поворачивают при одном, наиболее близко расположенном к
ступице пяты направляющем подшипнике. Остальные направляющие под-
шипники должны быть разобраны. Для уменьшения бокового перемещения
ротора в подшипнике между сегментами и валом устанавливают мини-
мально возможные зазоры. Чтобы зеркальный диск лучше скользил, сег-
менты смазывают свиным топленым несоленым жиром. Если ротор аг-
регата слишком тяжел и эта смазка выдавливается, применяют бараний
или говяжий жир. На практике оправдала себя смазка из свиного жира
с тщательно просеянным серебристым графитом. Для смазки сегментов
небольших роторов можно применять серую или желтую ртутную мазь.
Поворот роторов малых гидроагрегатов производят вручную. Круп-
ные гидротурбины поворачивают мостовым краном с помощью специаль-
ных приспособлений. Роторы средних агрегатов поворачивают ручными
или моторными лебедками, зацепляя их трос за спицы ротора (рис. 98).
На некоторых электростанциях применяют электрический способ повора-
чивания ротора.
164
Рис. 98. Поворачивание ротора гидро-
агрегата за спицы ротора генератора:
1 - ротор генератора, 2 - вал, 3, 5 -
сегменты подпятника и направляю-
щего подшипника, 4 — втулка под-
пятника, 6 - крюк крана, 7 - пово-
ротный блок, 8 - тяговый трос
2
Рис. 99. Схема разметки рисок ц установки индика-
торов при устранении неперпендакулярности зеркаль-
ного диска:
В—
I — место расположения шпонки втулки, 2 - токо-
подводы ротора, 3 — обвод ротора генератора
Проверка и установка перпендикулярности опорного горца втулки
подпятника при разъединенных валах генератора и турбины. Окружность
вала разбивают через каждые 45° на восемь частей. На вал мелом или
белой масляной краской наносят риски и нумеруют (рис. 99). Риски жела-
тельно наносить с таким расчетом, чтобы они хорошо были видны маши-
нисту крана, поворачивающему ротор.
Риски нумеруют против направления вращения ротора. Точку 1 обыч-
но выбирают рядом с какой-либо заметной деталью, которую можно опре-
делить даже на собранном агрегате и соответственно ориентировать по
ней остальные точки при работе агрегата, например по вертикальной шпон-
ке 1 втулки или токоподводу 2 к полюсам ротора.
Для измерений лучше использовать бесконтактные электрические
датчики типа ЭЛИН. Но так как их выпускается мало, пользуются двумя
индикаторами И1 и И2. Индикатор И1, установленный около направляю-
щего подшипника, показывает, в какую сторону и на какую величину
переместился в ‘направляющем подшипнике вал с ротором при повора-
чивании. Показания этого индикатора нужно вычесть из показаний инди-
катора И2, который определяет биение фланца вала при неперпендикуляр-
ности пяты.
Индикаторы подводят к точке I и их циферблаты устанавливают на
О по стрелке, указывающей сотые доли миллиметра, как это показано на
165
рис. 100. Малую стрелку, дающую миллиметровый отсчет, ставят в сере-
дину шкалы.
Ротор поворачивают с остановами через !/8 оборота: когда ножки
индикаторов совпадают с риской, вращение останавливают, а показания
индикаторов записывают в табл. 3. При каждом останове ротора уменьша-
ют натяжение тягового троса, так как, если его не ослабить, значение пока-
заний искажается.
Таблица 3. Запись показаний индикаторов
Индикаторы Показания индикаторов в точках измерения
I П III IV V VI VII VIII I
И1 0 +0,10 -0,08 +0,05 +0,10 +0,03 +0,10 -0,05 +0,08
И2 0 +0,15 +0,07 +0,28 +0,35 +0,28 +0,25 +0,01 +0,08
И2-И1 (разность показаний) 0 +0,05 +0,15 +0,23 +0,25 ' +0,25 . +0,15 +0,06 0,0
Поворот ротора заканчивают при возвращении точки I в исходное
положение. Если большие стрелки индикаторов вернулись к нулю или
разница показаний индикаторов И2 - И1 - 0, считают, что измерения
выполнены правильно. Если же разница И2 - И1 =# 0, измерения необхо-
димо повторить, так как индикаторы по какой-либо причине сбились.
Записав в табл. 3 показания индикаторов И1 и И2, находят разность
И2 — И1 для каждой точки, которая показывает истинную величину Д
отклонения вала с учетом смещения его в верхнем направляющем под-
шипнике.
Полученные измерения обрабатывают согласно диаграмме, показанной
на рис. 101 и табл. 4; алгебраически вычитают величины И2 - И1, записан-
Таблица4. Определение плоскости наибольшего биения
в случае неперпендикулярности опорного торца втулки
линии генераторного вала
Плоскость Биение 6, мм Плоскость Биение 8, мм
VI 0,25 vii-m 0,00
VI-II 0,20 IV- VIII • 0,17
ные в табл. 3, находя полный размах (биение) вала 5 в диаметральных
плоскостях V-I, VI—II, VII-Ш и IV-VIII, и определяют плоскость, в
которой лежит наибольшее биение. При этом цифру плюсовой точки наи-
менования плоскости пишут первой для облегчения дальнейшей работы.
Из табл. 4 видно, что наибольшее биение фланца замерено по абсолютной
величине в плоскости V-I и плюсовое отклонение направлено в сторону V.
Чтобы зеркальный диск был перпендикулярен осевой линии вала,
166
Рис. 100. Правила уста-
новки циферблата и стре-
лок индикатора при из-
мерениях
Направление вращения
Рис. 101. Диаграмма для опре-
деления плоскости наиболь-
шего биения
Рис. 102. Схема опре-
деления максималь-
ной высоты клина,
сшабриваемого с опо-
рной поверхности
втулки подпятника
Рис. 103. Схема установки ступенча-
той клиновой прокладки между зер-
кальным диском и втулкой:
1 — набор прокладок, 2 — втулка,
3 - изолирующая прокладка, 4 -
зеркальный диск
167
нужно выполнить шабрение опорной поверхности втулки подпятника
клином со стороны точки V.
Величину х сшабриваемого клина определяют иэ подобия треуголь-
ников ОВВХ и АССХ схемы рис. 102, где ОВ — линия вала, АС — основание
втулки при проверке, ОВХ и АСХ — соответственно положение линии вала
и основания втулки, достигнуть которого необходимо, чтобы вал был
перпендикулярен зеркальному диску.
Из подобия треугольников следует, что
ОВ/ВВХ ^АС^ССг, но ОВ=1,ВВХ =5/2,а АСХ =4^,
где I — расстояние между индикаторами; 6/2 — половину подсчитанного
в табл. 4 биения; — диаметр втулки. Следовательно, можно опре-
делить ССХ = х:
В исключительных случаях в качестве временной меры допускается
установка клиновой прокладки между зеркальным диском и втулкой
с расположением максимальной толщины х по направлению, диаметрально
противоположному указанному на рис. 102. Ввиду того что прокладку
с постепенно уменьшающейся толщиной изготовить трудно, ее набирают
ступенчатой из прессшпана, бумаги, кальки, стальной или латунной фольги
с толщиной каждой сту-^Hi-V-u мд Н...чч> (| 1 мМ-^рис 103) .
Между зеркальным диском и втулкой, кроме того, для размыкания
контура циркуляции паразитных токов, повреждающих сегменты подпят-
ника и диск, ставят изолирующую прокладку 3 из калиброванного гети-
накса, картона или полимерных материалов. Сопротивление изоляции
этой прокладки должно быть не менее 0,3 МОм. Пластиковую прокладку
можно приклеить эпоксидной смолой к диску или втулке и шабрить
на клин. I
Затем агрегат снова поворачивают и записывают показания индикато-
ров в соответствии с табл. 3. Результаты выверки и устранения непер-
пендикулярности втулки считаются достаточными, если относительная
величина биения, замеренная на фланце генератора по отношению к 1 м
длины вала, не превышает для агрегатов с частотой вращения до
250 об/мин — 0,03 мм/м, до 375 об/мин — 0,02 мм/м, до 600 об/мин —
0,015 мм/м. Относительное биение 6^ определяют по формуле
50ТН=О >
где 5 — наибольшая величина биения (по табл. 4), I — длина вала от зеркаль-
ного диска до места установки индикатора И2.
Проверка и устранения излома линии вала во фланцевых соединениях.
Количество индикаторов выбирают в зависимости от числа фланцевых
соединений. Один индикатор И1 устанавливают на втулке подпятника в
месте расположения направляющего подшипника; он предназначен для
фиксирования величины перемещения вала в подшипнике при поворачи-
168
вании. Остальные индикаторы И2, ИЗ и И4
располагают на расстоянии llt 12 и /3 друг от
друга в соответствии со схемой, приведен-
ной на рис. 104. Проверку проводят при од-
ном установленном направляющем подшип-
нике, наиболее близко расположенном к под-
пятнику. Остальные направляющие подшип-
ники снимают. Одновременно с устранением
излома линии вала можно проверить перпен-
дикулярность втулки.
Окружность вала разбивают на восеть
точек, как описано выше. Техника пово-
рачивания вала та же.
Перед проворачиванием вала индикаторы
устанавливаются на точке I, а шкалу сотых до-
лей миллиметра ставят на нулевой показание.
Малую стрелку устанавливают в середину
шкалы, чтобы она могла показывать плюсо-
вые и минусовые отсчеты. У каждого инди-
катора ставят наблюдающих, которые одновре-
менно при останове вала в каждой точке за-
писывают их показания. Запись показаний ин-
дикаторов сводят в табл. 5, в которой под- индикаторов при проверке из-
~ лома линии вала:
считывают также значения отклонении вала с 7 _ рабочее колесо> 2 - сег-
учетом его смещения в направляющем менты подпятника, 3 — втулка
подшипнике, т. е. И2 - И1; ИЗ - И1 и т.д. подпятника
Если при обороте вала на 360° индикаторы не возвращаются к ну-
левому положению или их смещения от нулевого показания неодинаковы
по знаку и по абсолютной величйне, проверку необходимо повторить.
Таблица 5. Запись показания индикаторов и подсчет отклонений вала
।
' _______________________________________________________ г
Наименование Показания индикаторов в точках замера, мм
I п III IV V VI VII VIII I
Индикаторы: -
И1 ... 0 +0,05 +0,08 1-0,05 -0,10 +0,15 +0,05 +0,03 +0,10
И2... 0 +0,15 +0,20 +0,20 +0,20 +0,40 +0,20 +0,13 +0,10
ИЗ... 0 -0,05 -0,05 40,051 +0,20 +0,50 +0,45 +0,30) +0,10
И4... 0 +0,05 +0,10 +0,02 +0,05 +0,25 +0,10 +0,05 +0,10
Отклонения вала А:
Фланца/ ’ d,A Т Фланца Я" 0 +0,10 +0,12 +0,25 +0,30 +0,25 +0,15 +0,10 0,00
0 -0,10 -б,Гз (+рд(к +0,30 +0,35 +0,40 +0,17) 0,00
Шейка тур- u бинн^го вала
0 0,00 +0,02 +0,07 +0,15 +0,10 +0,05 +0,02 [ 0,00
169
Чтобы получить ясную картину состояния линии вала, разность пока-
зания индикаторов (отклонений вала Д): И2—И1, ИЗ—И1 и И4—И1 .све-
денные в табл. 5, обрабатывают.
Если линия вала агрегата состоит только из валов генератора и турби-
ны, тогда фланец II отсутствует, и индикатор ИЗ не устанавливают. В соот-
ветствии с этим в табл. 5 не будет показаний ИЗ и разности ИЗ—И1...
Обработку данных начинают с того, что, вычертив на миллиметровой
бумаге диаграмму, аналогичную диаграмме, показанной на рис. 101, и
составив таблицу, подобную табл. 6, подсчитывают значение биений (пол-
Таблицаб. Определение биения вала агрегата в четырех
диаметральных плоскостях
Фланец I Фланец II Шейка турбинного вала
Плоскость Биение 6, мм Плоскость Биение S, мм Плоскость Биение. 6, мм
V-I 0,30 V-I 0,30 V-I 0,15 ”,
VI-II 0,15 VI-II ,0,45.7 VI-II 0,10
VII-III 0,03 VII-III 0,53 VII-III 0,03
IV- VIII 0,15 VIII-IV 0,17 VIII-IV 0,05
ного размаха .вала), в различных плоскостях, рассекающих вал вдоль вер-
тикальной оси. Подсчет биений ведут алгебраическим вычитанием откло-
нений вала Д, взятых из табл. 5, в противолежащих на одном диаметре
точках. Так, биение фланца II по показаниям, полученным в табл. 5 для
плоскости VI-II, подсчитывают следующим образом:
Дгу- Дя=+0’35 ~ (~°>10) =0>45
Полученный результат записывают без знака по абсолютному зна-
чению, только при этом в названии плоскости первой записывают точку,
в которую направлено положительное показание индикатора (Д^). Такая
запись показывает, что отклонение вала от осевой линии направлено в сто-
рону этой точки. Тлмэн
Обработав записи отклонений вала Д по табл. 5, составляют табл. 6
и по ее данным в масштабе на миллиметровой бумаге строят график сос-
тояния линии вала в четырех диаметральных плоскостях с расстояниями
между точками замера llt 12 и 13 (рис. 105); на основании этого графика
исправляют имеющуюся расцентровку валов. Из табл. 5, 6 и графика
видно, что биение, подсчитанное по замерам индикаторов И2 и И1 на флан-
це I, вызвано неперпендикулярностью втулки по отношению к линии
вала. Анализ графика показывает, что наибольшее биение обнаружено в
плоскости V-I, Для его исправления необходимо провести шабрение опор-
ной поверхности втулки клином с основанием в точке V. Величину клина
для шабрения подсчитывают по схеме (см. рис. 102) и формуле
х=(6/2 ) (d Ц).
170
Рис. 105. График состояния линии вала в четырех диаметраль-
ных плоскостях, проходящих через осевую линию вала
Наибольший излом во фланце I лежит в плоскости IV- VIII. Величину
отклонения оси промежуточного вала от оси генераторного можно опре-
делить, если построить на графике (см. рис. 105) продолжение оси гене-
раторного вала до пересечения с линией фланца II и по масштабу замерить
величину ее смещения от оси промежуточного вала. В данном случае двой-
ная величина смещения 5! .равна 0,|Ь мм и находится в плоскости IV-VIII.
Из схемы рис. 106 видно, что для устранения излома линии вала в
точке В фланца I необходимо снять клин толщиной х. Из подобия тре-
угольников ЛВС и OED следует, что
ОЕ/АВ = ED/BC.
Подставляя в зто выражение соответствующее значения, получим
^фл/ =
171
откуда можно определить ВС =х;
х = ^флУ
где <7фл/ — диаметр фланца; 12 —длина вала между фланцами /иII;5i/2—
половина подсчитанного смещения вала (из графика рис. 105).
Рис. 106. Схема определения вели-
чины клина, сшабриваемого на флан-
це I для устранения излома линии
вала
Рис. 107. Схема определения вели-
чины клина, сшабриваемого на флан-
це II для устранения излома линии
вала
При незначительном изломе и небольшой величине х можно пред-
положить, что излом вызван неправильной затяжкой соединительных
болтов фланца. Для его устранения нужно заново перетянуть болты флан-
цевого соединения. Если эта операция не дала положительных результатов,
следует сшабривать указанный выше клин. После затяжки болтов состоя-
ние линии вала проверяют вновь. Установка между фланцами клиновой
ступенчатой прокладки допускается лишь в исключительных случаях
как временная мера.
Устранить излом линии вала во втором фланцевом соединении можно
аналогичным способом.
Из графика (см. рис. 105) видно, что наибольший излом по фланцу
II замерен в плоскости VII-III. Чтобы определить величину излома, про-
должают на графике линию оси промежуточного вала до пересечения с
линией замеров на шейке подшипника турбины и по масштабу отсчиты-
вают отклонение 62 осей валов от прямой линии.
Далее по схеме, показанной на рис. 107, подсчитывают толщину сша-
бриваемого клина, необходимого для устранения излома. Треугольники
О ВС к AED подобны, и из их подобия следует, что
AE/O^ED/BC.
Подставляя в это выражение значения отрезков, получим
^фл77^3 =х/ (вг/2) >
172
откуда
х=(^п1Г^Ц3,..
где d^nIj — диаметр фланца II; 13 — длина вала между фланцем II и шей-
кой турбинного вала; 62/2 — половина подсчитанного (по графику рис-105)
смещения вала.
Во всех случаях для подсчета величины х берется половина подсчитан-
ного биения, так как размахи вала, записанные в табл. 4 и 6, показывают
удвоенное смещение точки замера от истинного излома оси вала.
После устранения излома и затягивания болтов фланцевых соедине-
ний вновь поворачивают ротор агрегата и замеряют отклонения. Резуль-
таты этих замеров заносят в табл. 5 и обрабатывают, как указывалось
выше. Если при этом величины излома и неперпендикулярности втулки
оказываются в пределах допуска, выверку вала прекращают и переходят
к проверке его вертикального положения. Абсолютную величину биения
вала считают допустимой, если она не больше величины зазора в
подшипнике.
С •'
§ 53. Центровка ротора гидроагрегата по струнам
Центровка ротора агрегата по струнам является одним из методов
для определения и устранения уклона линии вала, прицентровки вала
турбины к рабочему колесу и установки вала с рабочим колесом турбины
в камере рабочего колеса. Кроме того, этим методом можно проверить
и устранить излом линии вала во фланцевых соединениях:
Уклон линии валов агрегата появляется при неодинаковой высоте
болтов сегментов подпятника (разница в высоте х), когда плоскость
поверхности сегментов лежит наклонно к линии горизонта (рис. 108).
Устранение уклона сводится к тому, чтобы установить сегменты подпят-
ника строго горизонтально. Наклон сегментов подпятника под углом
а вызывает уклон линии валов к вертикали под таким же углом. Оче-
видно, что если зеркальный диск неперпендикулярен валу, уклон линии
вала будет либо увеличиваться (наклон вала из-за неперпендикулярности
втулки направлен в сторону уклона), либо уменьшаться (наклон вала
направлен в другую сторону). Поэтому определять и устранять уклон
линии вала нужно после того, как зеркальный диск установлен перпен-
дикулярно валу.
При центровке по четырем струнам ротор агрегата остается неподвиж-
ным. Для выполнения центровки разбирают все направляющие подшип-
ники генератора и турбины и ротор агрегата оказывается свободно подве-
шенным на сегментах подпятника.
Для струн используют стальную калиброванную проволоку 0 0,3—
0,5 мм. На струны 0 0,3 мм подвепшвают груз 6 кг, а на струны 0 0,5 мм —
15 кг. Чтобы у струн при замерах быстрее гасились колебания, грузы по-
мещают в ведра с вязким маслом (компрессорным, машинным и др.).
Рекомендуется подвешивать струны специальным приспособлением, поз-
173
Рис. 108. Уклон линии вала агре-
гата, вызываемый неправильной уста-
новкой сегментов подпятника:
1 — рабочее колесо, 2 - ротор гене-
ратора, 3 - подпятник, 4 - регули-
ровочные болты сегментов подпят-
ника
Рис. 109. Схема подвески струн и
разметки осей при центровке по
струнам:
1 - ведро с маслом, 2 - груз, 3 — 8
струна, 4 — вал, 5 — крестовина для
подвески струн
струны и передвигать ее на различные
воляющим легко изменять длину
расстояния от вала, не снимая с подвески.
Струны ориентируют по осям — х (ЛБ), + х (ПБ) и — у (ВБ),
+ у (НБ) здания ГЭС (рис. 109). Для установки подвесных приспособ-
лений со струнами сверху на валу агрегата прочно закрепляют специально
сваренную из углового железа крестовину. Струны пропускают между
спицами ротора генератора так, чтобы они нигде не касались конструкций
и висели свободно. В некоторых случаях струны подвешивают на спицах
ротора генератора или непосредственно на фланце вала.
Центровка заключается в том, что с помощью микрометрического
штихмасса замеряют расстояния между валом и четырьмя струнами в
нескольких плоскостях по высоте вала. Результаты замеров заносят
в табл. 7. После соответствующей обработки полученных измерений можно
судить о состоянии линии вала, наличии уклона и излома; на основании
этих измерений исправляют линию вала.
Для замеров штихмассом применяют приспособления с призматичес-
кой (рис. 110, а) или линейной (рис. НО, б) опорой, к которой приваривают
небольшой палец с внутренней резьбой по размеру резьбы штихмасса.
В этот палец вворачивают наборный штихмасс. Приспособлением штих-
масс опирают на вал, а микрометрическую головку подводят к струне.
Струны рекомендуется подвешивать на одинаковом расстоянии от
вала, чтобы в процессе замеров в одной горизонтальной плоскости не из-
менять набор штихмасса и не вносить погрешности в измерения. В выб-
ранных вертикальных плоскостях на вал агрегата устанавливают хомуты
174
Рис. ПО. Приспособления для измерений микрометрическим
штихмассом при центровке агрегата по струнам:
fl — с призматической опорой, б - с линейной опорой
Рис. 111. Подключение струн
, j и вала к источнику тока
для контроля измерений при
, центровке по струнам:
1 - рабочее колесо, 2 — вал,
3 - струна с грузом, 4 -
сигнальное устройство (лам-
• па), 5 - крестовина, 6 -
изолирующая прокладка, 7 -
источник тока, 8 — штих-
масс, 9 — хомут для опоры
штихмасса
из листового железа толщиной 1,0—1,5 мм, на которые опираются приспо-
собления для штихмассов.
Чтобы получить измерения необходимой точности, струны и вал вклю-
чают в электрическую цепь напряжением 6-12 В, для чего под крестови-
ну устанавливают изолирующую прокладку и подключают источник тока
(рис. 111). В электрическую цепь включают сигнальное устройство —
лампу 4 (звонок, наушники или милливольтметр). В момент, когда штих-
масс касается струны, электрическая цепь замыкается и между ними про-
скакивает искра. Момент касания можно определить по искре либо по
вспышке лампы, по звонку или щелчку в наушниках, а также по откло-
нению стрелки милливольтметра, т. е. в зависимости от того, какое сиг-
нальное устройство включено в цепь. Точность измерений достигав
0,01 мм.
Запись измерений при центровке агрегата по струнам. Схема изме-
рений при центровке линии вала агрегата по струнам показана на рис. 112,
где flj, а2, а3 и а$; bi, b2, Ь3 и й4; с1я с2, с3 и сц; d2, d2, d3 и d4 — измере-
ния штихмассом на хомутах I, II, III и IV. Рассмотрим общий случай цент-
ровки по струнам, когда одновременно проверяют уклон и излом линии
вала.
175
Рис. 112. Схема измерений при центровке пинии вала агрегата по
струнам:
а - по оси х, б - по оси у. в - проекции линии вала на горизон- Л
тальную плоскость
При центровке методом четырех струн толщина вала исключается и
значения измерений приводятся к геометрической оси вала. Поэтому
нет нужды брать истинную величину расстояния от вала до струны. Дос-
таточно принять какую-либо постоянную величину за нулевой начальный
отсчет и записывать в табл. 7 значения по штихмассу, превышающие эту
величину. Необходимо только, чтобы на одном хомуте расстояния до всех
четырех струн были записаны от Зтого нулевого отсчета.
Для проверки точности проведенных замеров пользуются условиями:,
b,) + = [(с1 + dj + (ал Ь.)] ,
где Ср dp а{ и — замеры штихмассом от вала до струн на одном из хо-
мутов.
Если это равенство выдержано или расхождение между левой и правой
его частями не превышает 0,04 мм, результаты измерений считают правиль- " '
176
Таблица?. Запись измерений штихмассом при центровке по струнам
Место замера Номера хомутов
/ II III IV
обоз- начение резуль- тат обоз- начение резуль- тат обоз- начение резуль- тат обоз- начение резуль- тат
-X 01 «2. «3 «4
+x bi Л2 8з 84
-У С1 С2 «3 с4
+У 41 42 43 44
Сумма “i+bi й2+ Ь2 о3+ Ь3 04+ Z>4
cl+4i ^2 C3+d3 C4+d4
Разность «1-81 а2~ Ь2 «з- 83 Л4— ^4
»• Ci-dj c2-d2 «з-43 С4- с?4
ными; после этого приступают к дальнейшей их обработке. Если расхож-
дение превышает 0,04 мм, измерения необходимо повторить, так как,
очевидно, были допущены ошибки. Одновременно следует проверить,
не касаются ли струны каких-либо конструкций агрегата.
Определение и устранение уклона линии вала. Для определения уклона
линии вала используют полученные результаты замеров, записанные в
табл. 7 и схему, показанную на рис. 112. Из схемы видно, что положение
сегментов подпятника и наклон их плоскости к линии горизонта опреде-
ляются уклоном верхней части генераторного вала к вертикали. Значит,
для определения уклона линии вала и его устранения необходимо пользо-
ваться замерами по хомутам I и II..
Уклон вала 62х и 32у в плоскостях + х, - х (рис. 112, а) и +у, -у
(рис. 112, 6) находят из геометрических соотношений:
1^2” ^2? ~ (ai — bi) ]/2;
Ь2у= [(с2 ~ d2) - (ci - 4J]/2.
Значения (а2 - b2) и (ах - br); (с2 - d2) и (с2 - dx) были ранее уже
подсчитаны в табл. 7, их необходимо только подставить в полученные вы-
ражения. Направление отклонения конца вала в плоскости хомута II оп-
ределяют по знаку, полученному при подсчете величин 8^ и 3^. Если
получен знак минус 82х, то конец вала имеет отклонение в сторону ле-
вого берега, если у 8^ получен знак минус, конец вала отклонен в сто-
рону верхнего бьефа. Но уклон вала в общем случае может быть располо-
жен между осями х и у, что видно из рис. 112, в, и его значения по абсо-
лютной величине получают из соотношения
62=V5L+62V
* ZX ly if. J re.. < t: *
177
Для оценки допустимости величины уклона принят так называемый
относительный уклон, т. е. величина уклона, приходящаяся на 1 м длины
вала; она не должна превышать 0,03 мм на каждый метр вала. Относи-
тельный уклон подсчитывают по формуле
S =62/Zi,
где 62 — абсолютный уклон; Ц — длина вала между хомутами.
Если относительный уклон получается выше допустимого, его устра-
няют изменением высоты болтов сегментов. Чтобы поднять или опус-
тить сегмент регулировочным опорным болтом, ротор агрегата подве-
шивают на тормозных домкратах, так как при тяжелых роторах, опираю-
щихся на сегменты подпятника, для поворота регулировочных болтов
требуются очень большие усилия и повернуть их вручную невозможно.
Величину подъема или опускания сегментов определяют по схеме
рис- 113. Из подобия треугольников АВС и DODi следует, что
BC/DDi = OD1/AB. j '
Подставляя значения сторон, получим
ВС^ =d^l°’
откуда
£С = х = ^сег80//0,
где х — величина необходимого подъема сегмента, мм; 50 — отклонение
вала в районе хомута II от вертикальной оси, проходящей через точку
0 (60 = 6ота/0); ^сег _ средний диаметр окружности расположения ре-
гулировочных болтов, сегментов подпятника, мм; Zo — длина вала от
плоскости сегментов до хомута II.
Место наибольшего подъема сегментов определяют по схеме, пока-
занной на рис. 114, которую строят в масштабе на миллиметровой бу-
маге. По осям х и у откладывают полученные значения отклонений вала
62д. и 62 и находят направление, куда отклонился вал в действитель-
ности. На схему (в произвольном масштабе) относительно осей наносят
расположение сегментов. Из приведенной схемы видно, что отклонение
вала произошло в сторону сегмента 6.
Следовательно, для устранения этого уклона нужно поднять сегмент
2 либо опустить сегмент б на величину х, подсчитанную ранее. Остальные
сегменты, кроме сегмента 2, должны быть подняты на меньшую величину,
которую можно определить, построив на миллиметровой бумаге в мас-
штабе схему по рис. 115. Построением определяют величины: а — для подъ-
ема сегментов 5 и 7, б — для подъема сегментов 4 и 8 и в — для подъема
сегментов 1 и 3, зная наибольшую величину х подъема сегмента 2.
Так как замерить высоту подъема сегментов каким-либо измеритель-
ным инструментом невозможно, ориентируются по углу поворота регу-
178
Рис. 113. Схема определения вели-
чины подъема сегмента подпятника
для устранения уклона линии вала
Рис. 114. Определение места наиболь-
шего опускания или подъема сег-
мента подпятника для устранения
уклона линии вала при центровке
по струнам:
1 — 8 — номера сегментов
Рис. 115. Схема определения высоты
подъема различных сегментов под-
пятника для устранения уклона пи-
нии вала
Рис. 116. Схема определения тол-
щины сшабриваемого клина для уст-
ранения излома линии вала во флан-
цевом соединении
179
лировочного болта, шаг резьбы которого предварительно замерен. Если
шаг резьбы болта 3 мм, для подъема сегмента на 0,5 мм болт необходимо
повернуть на оборота, для подъема на 1 мм — на V3 оборота и т.д.
Для этого на головку болта мелом наносят риску; по перемещению риски
при повороте ключом судят, на какую часть оборота болта поднят сегмент.
После подъема сегментов ротор агрегата опускают с тормозных дом-
кратов и вновь проверяют замерами по четырем струнам состояние линии
вала. Если относительный уклон не превышает 0,03 мм/м, работу считают
законченной; в ином случае все операции повторяют вновь.
Иногда при небольших изломах во фланцевых соединениях важно
замерить и устранить уклон 6jx и 8. по отношению к шейке турбинного
вала, который можно определить для осей +х, -х и +у, -у по формулам:
8ix=[(ai-bi)-(ai-bd]l2; ....
'"S ,
где а{, Ь{, с{ и d. — замеры по хомуту, в точке которого определяется уклон
вала (см. рис. 112).
Определение и устранение излома линии вала. Излом линии вала при
центровке методом четырех струн определяют по замерам, сделанным для
табл. 7.
Сначала определяют отклонения вала 54д. и 8^, от вертикали, выз-
ванное уклоном и изломом (проекции отклонении на оси +х, -х и +у,
-у, см. рис. 112, а и б). Эти отклонения у хомута IVскладываются из
двух величин - по оси +х,-х - Д* + Хх;по оси +у,-у-Ау + Ку, где К*
и Ку — отклонения линии турбинного вала у хомута IV от излома; Д*.
и Ду — отклонения от вертикали верхнего вала у хомута IV, вызванные
уклоном.
Величины Д и Д^ можно определить из подобия треугольников АОВ
и COD (см. рис. 112, а и б), пользуясь уравнениями:
///0 =«2^1/10=52^, <
откуда «V
дх=<б2/0/1/,-д> = ь2у(10ц),
где 10 — длина вала от плоскости сегментов до хомута II; I — длина вала
от плоскости сегментов до хомута IV.
Преобразуя эти величины, получим
8. + К и =Д +К ,
4х х х 4у у у’
откуда on
Кх^4х~\« Ку=Ь4у-Ьу’
или
Kx=hx~hxM)’
КУ =Ч -
Абсолютная величина смещения турбинного вала от излома К у хому-
та IV в пространстве составляет:
К=у/К2 + К2 . ’
v X у
Допустимую величину смещения от излома определяют из выражения
К< 0,02 (Я/<7фл),
где Н — длина вала от фланца до шейки турбинного вала; d — диаметр
фланца турбинного вала.
Если излом больше допустимого, его устраняют шабрением одного
из фланцев.
Из подобия треугольников АВС и ODE (рис. 116) следует, что
BC/DE = AB/OD или x/K = d^nll, •
'* ч
откуда
x=BC=Kd. /I,
фл'
где х — максимальная толщина сшабриваемого клина; I — расстояние от
фланца до хомута IV; d^n — диаметр фланца.
§ 54. Центровка ротора гидроагрегата микрометрическим
уровнем завода ’’Геологоразведка”
При центровке ротора агрегата микрометрическим уровнем можно
устранять уклон линии валов и излом во фланцевых соединениях. Сущ-
ность метода заключается в том, что на валу хомутом закрепляется спе-
циальный угольник, имеющий призматическую опору на вал и площадку,
перпендикулярную оси вала. На площадку угольника устанавливается
микрометрический уровень (рис. 117), который определяет положение
Рис. 117. Установка ми-
крометрического уровня
’’Геологоразведка” для
• 1 «и. проверки цейтровки
181
1
площадки как перпендикуляра оси вала и, следовательно, характеризует
положение самой оси валалЕсли проверяется уклон линии вала, уровень
дает истинное положение плоскости сегментов подпятника, так как изме-
рения производятся в плоскости, параллельной плоскости скольжения
сегментов.
Проверка этим методом уклона линии вала (или, точнее, уклона по-
верхности скольжения подпятника) может производиться при условии
перпендикулярности зеркального диска валу генератора.
Для определения уклона линии вала (наклона плоскости скольжения
подпятника) достаточно было бы двух замеров микрометрическим уровнем
в двух взаимно перпендикулярных плоскостях, ориентированных по
осям х и у здания ГЭС. Однако измерения производятся по каждой оси
в двух направлениях (-х, +х, -у, +у) и в нескольких сечениях по высоте
вала. Желательно иметь возможно большее число измерений для увели-
чения точности результатов и исключения влияния следующих пог-
решностей:
цена одного деления микрометрического уровня составляет 0,1 мм
на 1 м длины; возможны измерения с точностью до 0,05 мм на 1 м дли-
ны; увеличение числа измерений позволяет увеличить точность результата;
микрометрический уровень может иметь погрешности, для исключения
которых в каждой точке замера (в каждом положении угольника) про-
изводятся два измерения — при ориентировке головки уровня в сторону
вала и при повороте уровня на 180° головкой в противоположную валу
сторону;
верхняя полка угольника может составлять с полкой, прилегающей
к валу, не точно прямой угол, а несколько меньший или больший; изме-
рение в одной плоскости с двух сторон вала в направлениях -х и +х позво-
ляет исключить влияние этой погрешности.
В месте установки угольника на валу его поверхность может иметь
конусность или местные забоины, вследствие чего она не будет строго
параллельной оси вала; для исключения такого влияния на точность из-
мерений выполняется проверка в нескольких сечениях по высоте вала
в четырех направлениях (-х, +х, -у, +у) по каждому сечению.
Снятие показаний уровня несложно и занимает мало времени. Самым
трудоемким при центровке с помощью микрометрического уровня явля-
ются перестановки угольника на новое место. Для ускорения этой операции
применяют быстро затягиваемый хомут.
Вообще же метод центровки микрометрическим уровнем ’’Геолого-
разведка” — наименее трудоемок и продолжителен по сравнению с други-
ми методами.
Технология проверки центровки при этом методе такова. Выбирают
несколько сечений по высоте вала генератора (для проверки уклона вала)
и по высоте вала турбины (и промежуточного вала, если он есть) для
проверки излома во фланцевых соединениях. Выбранные сечения разме-
чают мелом или установкой хомутов. С четырех сторон вала мелом про-
водят вертикальные линии, соответствующие направлениям —х, +х, -у
и +у здания ГЭС.
Угольник устанавливают в самое верхнее сечение в направлении -х.
182
Головку уровня приводят к нулевому отсчету и устанавливают на полку
головкой к валу. Зафиксировав при этом направление ухода пузырька,
вращением микрометрической головки приводят пузырек в среднее поло-
жение. Сняв с головки отсчет делений, записывают их значение с соответ-
ствующим знаком в табл. 8. Затем, снова приведя головку уров-
Таблицав. Запись измерений уровнем завода ’’Геологоразведка”
Вал Сечение вала по -высоте Наименование операций проверки Ось х - х Ось у - у
-х(ЛБ) +х(ПБ) -У (ВБ) +у(НБ)
Положение уровня
0° 180° 0° 180° 0° 180° 0° 180°
Показания уровня -5 -7 -10 1-12 +8 +6 +16 +14
1 Среднее значение в од- ной точке замера (оси) -6 11 +7 +15
Среднее значение в од- ной плоскости замера (оси) 6lx,ev -8,5 +11
Показания уровня -3 -4 -6 -7 +2 -1 +6 +8
Гене- рато- 2 Среднее значение в одной точке замера -0,5 -6,5 +0,5 1-7
ра Среднее значение в од- ной плоскости замера (оси) е2х,е2у -3 Л +3,75
Показания уровня -8 -9 —9 -11 +5 +3 I +10 +12
3 Среднее значение в од- ной точке замера -8,5 | 10 +4 j +11
< Среднее значение в од- ной плоскости замера (оси) е3х,е3у -9,25 +7,5
Уклон линии валов по оси (результат для исправления центровки) егх, е '—8,5- -3,5- 3 9,25 -7,01 +11+3,75+7,5 3 =+7,42
183
Вал Сечение вала по высоте Наименование операций проверки
Тур- бины 1 2 Показания уровня
Среднее значение в од- ной точке замера
Среднее значение в од- ной плоскости замера (ОСИ) е1х,е1у
Показания уровня
Среднее значение в од- ной точке замера
Среднее значение в од- ной плоскости замера (оси) е2х,е2у
Тур- бины 3 Показания уровня
Среднее значение в од- ной точке замера
Среднее значение в од- ной плоскости замера (оси) е3х,е3у
Уклон линии валов по оси
(результат для исправления цент-
ровки)
Продолжение табл. 8
Ось х - х Ось у - у
-х (ЛБ) +х (ПБ) -у (ВБ) +у(НБ)
Положение уровня
0° 180° 0° 180° 0° 180° 0° Г 180°
+5 +7 +10 +11 -6 -7 -9 -8
+6 +10,5 -6,5 -8,5
+8,25 -8,75
+4 +6 +8 +7 “8 i -7 -6 -7
+5 + 7,5 -7,5 -6,5
+6,75 -7
+6 +8 +10 +11 -7 -8 -10 -6
+7 । +10,5 -7,5 -8
+8,75 -7,75
+8,25+6,75+8,75. = 7,92 -8,75-7-7,75 _ -7,83
3 3
ня в начало отсчета (нулевое показание), устанавливают его
на площадку, развернув на 180° (головкой от вала) и зафиксировав 1
направление ухода пузырька, вращением головки приводят пузырек в
среднее положение. Сняв с головки показания, соответствующие среднему
положению пузырька, записывают их значение с соответствующим знаком
184
в табл. 8. Далее, устанавливают угольник в этом же сечении по высоте
в направлении +х вала и производят все указанные выше замеры.
Такую же проверку производят в направлениях -у и +у вала, запи-
сывая показания в табл. 8, и повторяют весь цикл замеров на каждом
из сечений вала по высоте, внося соответствующие записи в графы ’’По-
казания уровня” табл. 8.
Правило знаков. Если пузырек уровня при установке его на площадку
уходит в сторону отрицательного направления оси, перед значением от-
счета ставится знак минус, а при уходе пузырька в сторону положительного
направления оси — знак плюс.
Обработка записей. Обработку записей выполняют их последователь- '
ным усреднением, что хорошо видно из приведенной табл. 8 с цифровыми
значениями, для чего производится алгебраическое сложение и деление
результата пополам. Если две усредняемые записи имеют одинаковый
знак, их абсолютное значение складывается, делится пополам, а знак сох-
раняется. Если знаки разные, из большего абсолютного значения вычитают
меньшее, разницу делят пополам, а знак в результате оставляют от боль-
шего. Если усредняют более двух значений, производят последовательное
алгебраическое сложение и деление на число усредняемых величин.
Результат обработки первой части табл. 8 сразу дает уклон плоскости
скольжения подпятника в долях миллиметра на 1 м диаметра окружности
болтов. Теперь стоит только отнести эту величину к фактической длине
диаметра, как будет; ясна высота подъема самого низкого болта или опус-
кания самого высокого.
Имея результаты обработки второй части таблицы (турбинного вала),
графически несложно построить в масштабах длину валов и показания
уровня, определить излом во фланцеЬом соединении и подсчитать необхо-
димые величины для ликвидации излома.
§ 55. Центровка горизонтальных гидроагрегатов
Горизонтальные гидроагрегаты могут иметь три или четыре подшип-
никовые опоры. Генераторный и турбинный валы соединяют жесткими
муфтами при их сборке на месте установки. Перед соединением произ-
водится взаимная центровка роторов. Задачей центровки является правиль-
ная установки зазоров между движущимися и неподвижными частями
агрегата, устранение излома и смещения во фланцевом соединении и равно-
мерное распределение нагрузки на опоры от массы вращающихся частей.
Валы турбины и генератора под действием собственной массы проги-
баются. Это явление называют статическим прогибом вала (рис. 118).
При соединении валов и их центровке принимаются меры к тому, чтобы
линия статического прогиба была плавной (рис. 118, а) и не имела пере-
гибов на опорах (рис. 118,6).
Центровка вращающихся частей агрегатов относительно неподвижных
частей заключается в том, чтобы зазоры между ними во всех точках окруж-
ности были одинаковыми (предельное отклонение ± 10%).
Центровка роторов по полумуфтам. Центровка по полумуфтам произ-
водится для устранения излома и смешения одной линии вала относитель-
185
Рис. 118. Схема статического прогиба валов четырехопорного горизонталь-
ного агрегата:
а - опоры установлены правильно, б - опоры установлены неправильно;
7 - опора, 2 - вал
Рис. 119. Случаи взаимного расположе-
ния валов турбины и генератора гори-
зонтального агрегата:
а — излом, б — смещение, в — прицен-
трированные валы
Рис. 120. Установка скобы для про-
верки центровки роторов по окруж-
ности полу муфт:
1 — скоба, 2 — полумуфта вала тур-
бины, 3 — полумуфта вала генератора
но другой. При изломе (рис. 119, а) линия вала турбины во фланцевом
соединении образует угол с линией вала генератора. Смещение валов видно
из рис. 119, б. Излом и смещение валов могут быть как в вертикальной,
так и в горизонтальной плоскостях.
Смещение определяют, проверяя центровку по окружности полумуфт,
а излом — по торцам полумуфт. При центровке оба ротора (турбины и ге-
нератора) после каждого замера одновременно поворачивают на 90° и
вновь производят замер. Для проверки центровки по окружности на одну
из полумуфт устанавливают скобу (рис. 120). Поворачивая оба ротора,
через каждые 90° измеряют зазор а наборным пластинчатым щупом;
результаты измерений записывают в табл. 9; схема проведения измерений
Таблица 9. Результаты измерений при центровке валов
по окружности полумуфт
Место измерения Угол поворота, град Величина зазора, мм Приведенная величина зазора, мм
Верх 0 0,50 0,10
Правая сторона 90 0,40 0,00
Низ 180 0,50 0,10
Левая сторона 270 0,60 0,20
Верх 360 0,48
186
показана на pic. 121. Последнее измерение для проверки выполняют при
возвращении скобы в исходное положение.
Правильность измерений проверяют сложением величин, полученных
на противоположных сторонах полумуфты; сумма верхнего и нижнего
измеренных зазоров должна быть равна сумме левого и правого.
На трехопорных агрегатах центровку по окуржности не проверяют,
так как выступ одного вала при центровке лежит в выточке другого;
это не позволяет определить смещение валов.
Рис. 121. Схема проведения измерений
при центровке валов по окружности
полумуфт (вид на вал со стороны гене-
ратора)
Рис. 122. Места измерений щупом
при проверке центровки по тор-
цам полумуфт для определения
излома линии валов
Рис. 123. Последовательность проведения измерений и записи результатов
при центровке по торцам полумуфт:
а ~ До поворота валов, б — при повороте на 90°, в — при повороте на 180°,
г - при повороте на 270°
Центровку валов по торцам полумуфт также проверяют пластинча-
тым наборным щупом. Если расстояние между полумуфтами велико,
дополнительно к щупу берут калибр (сверло, плитку из набора концевых
мер и т.д.). Замеры производят одновременно в трех точках полумуфт —
верхней, левой и правой (рис. 122). В нижней точке зазор не замеряют,
получая его величину из соотношения (а + в) = (г + б), откуда в = (г +
+ б) - а.
Замеры и запись ведут в порядке, показанном на рис. 123 и в табл. 10.
Результаты обрабатывают и получают среднюю и приведенную к абсолют-
ному значению величину зазора. По каждой точке находят среднее значе-
187
Т а б л и ц а 10. Результаты измерений при центровке валов
по торцам полумуфт
Место замера Угол поворота, град Средняя вели- чина зазора, мм Приведенная вели- *», чина зазора, мм
0 90 180 270
Верх 0,20 0,50 0,60 0,50 0,45 0,05
Правая сторона 0,40 0,50 0,40 0,40 0,425 0,025
Левая сторона 0,30 0,40 0,30 0,70 0,425 0,025
Низ — — - J 0,40 г 0
ние и для удобства оценки приводят запись к нулю, вычитая наименьшее
значение зазора.
Из табл. 10 видно, что полумуфты имеют максимальный зазор вверху;
при центровке агрегатов необходимо получить максимальный зазор внизу.
Боковой расцентровки, г. е. излома в горизонтальной плоскости нет,
так как величины зазоров одинаковые. В этом случае в вертикальной
плоскости центровку необходимо исправлять, перемещая опоры гене-
ратора.
Например, получен результат по четырехопорному агрегату: верх —
0,80; низ — 0,00; левая сторона — 0,10; правая — 0,70. Величину переме-
щения определяют по расстоянию от муфты до опор, как показано на
рис. 124, а.
Из подобия треугольников АЖБ, ОКД и ОВН находят величину вер-
тикального перемещения опор.
Чтобы полумуфты были параллельны, опору Д необходимо перемес-
тить на расстояние ДК:
ДК = (ОД- АЖ)/АБ = (1000 • 0,80)/600 = 1,33 мм.
0,80
0
1г =5000
0,00
L,=10O0
а)
Рис. 124. Схема исправления излома
линии валов при центровке агрегата
перемещением опор в вертикальной
(а) и горизонтальной (б) плоскостях
188
0,10
0,70
1,4000
1.2=5000
г Опору В необходимо переместить на расстояние ВН:
ВН = (5000 0,80) /600 = 6,66 мм.
Но так как валы агрегата имеют статический прогиб и при соединении
полумуфт нужно его сохранить, разъединенные полумуфты при центровке
должны иметь раскрытие внизу. Величину раскрытия принимают в за-
висимости от диаметра полумуфт, длины валов и получения равномерной
нагрузки на опоры. Например, нам необходимо получить раскрытие внизу
0,40 мм, т. е. сдвинуть полумуфты в точке А относительно первоначаль-
ного положения на величину 0,80 + 0,40 = 1,20 мм. Тогда перемещение
опоры Дна расстояние ДЕ составит:
ДЕ =Л 1,20)/^муф.
Перемещение опоры В на расстояние ВГ:
ВГ = (12-1,20)/<1муф,
где li — расстояние от муфты до опоры Д; 12 — расстояние от муфты до
опоры В.
Таким же методом можно определить необходимые смещения опор
В и Д и в горизонтальной плоскости (рис. 124, б). В этом случае необхо-
димо установить полумуфты параллельно и свести оси турбинного и гене-
раторного валов в одну вертикальную плоскость.
Контрольные вопросы 1. Каковы основные признаки расцентровки роторов вер-
тикальных гидроагрегатов? 2. Какие дефекты центровки вы знаете? 3. Какие методы
центровки роторов вертикальных гидроагрегатов вы знаете? Назовите их преимущест-
ва и недостатки. 4. Как устранить неперпендикулярность втулки подпятника валу?
5. Как устранить излом линии валов во фланцевых соединениях? 6. Как устранить
уклон линии валов? 7. Как установить равномерные кольцевые зазоры между вращаю-
щимися и неподвижными частями гидроагрегата? 8. Какие бывают дефекты центров-
ки роторов горизонтальных гидроагрегатов? Назовите приемы их устранения.
Глава седьмая
БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ САНИТАРИЯ
И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
§ 56. Общие положения по безопасности труда
при ремонтных работах на ГЭС
Гидроэлектростанция является непрерывно действующим производ-
ством и поэтому работы по ремонту и техническому обслуживанию про-
изводят рядом с действующим оборудованием, вращающимися механиз-
189
мами, проводами и механизмами, находящимися под электрическим на-
пряжением. Ремонтный персонал ведет работы в подводной части агрега-
тов, в стесненных условиях, шахтах и колодцах, над поверхностью воды
и на высоте. Подобные условия требуют обеспечения безопасных условий
труда, соблюдения дисциплины, знаний безопасных методов и приемов
работы и строгого их выполнения.
Безопасность труда ремонтного персонала достигается на основе тре-
бований, изложенных в ряде руководящих документов, основными из
которых являются ’’Правила технической эксплуатации электрических
станций и сетей”, ’’Правила техники безопасности при эксплуатации вод-
ного хозяйства, гидротехнических сооружений и гидромеханического обо-
рудования электростанций”, ’’Правила пользования инструментом и при-
способлениями, применяемыми при ремонте и монтаже энергетического
оборудования”. Имеется ряд других документов, необходимость знания
которых определяет главный инженер электростанции или ремонтного
предприятия.
Каждый работник обязан знать и строго выполнять правила техники
безопасности и другие правила в объеме, который по его должности опре-
деляет главный инженер предприятия. Знания правил проверяются в сроки,
указанные в главе первой. Работник должен сообщать своему непосред-
ственному или вышестоящему руководителю обо всех замеченных нару-
шениях правил, а также о неисправностях сооружений, оборудования и
защитных устройств, которые могут представлять опасность для персонала
и оборудования.
До начала работы персонал обязан проверить соблюдение всех требо-
ваний правил техники безопасности, относящихся к данной работе, и не
имеет права приступать к ней, независимо от того, кто отдал распоряжение
о ее выполнении.
Нарушение правил техники безопасности является нарушением трудо-
вой дисциплины. Случаи нарушения правил и несчастные случаи расследуют-
ся администрацией и обсуждаются на собраниях работников в присут-
ствии виновных. Выявляются причины возникновения нарушений и
несчастных случаев и принимаются меры, предотвращающие их повторение.
Ответственность за несчастные случаи несут административно-техни-
ческий персонал, не обеспечивший соблюдение правил техники безопаснос-
ти, и лица, непосредственно нарушившие правила.
Ремонтный персонал обеспечивается по действующим нормам спец-
одеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты, которыми
он обязан пользоваться во время работы. Спецодежда не должна иметь
развевающихся 'истей, которые могут быть захвачены движущимися ме-
ханизмами. Запрещается засучивать рукава спецодежды и подворачивать
голенища сапог. На электростанциях персонал обязан носить защитные
каски, а при работе на воде или над водой иметь спасательные средства
(жилет, спасательный пояс и т.д.).
Ремонтный персонал должен систематически обучаться правилам
безопасности труда.
При обучении особенно тщательно изучаются случаи нарушения правил,
производственного травматизма и несчастные случаи. Весь персонал Обя-
190
зательно обучается приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим
от электрического тока, утопающим и при других несчастных случаях.
Работающий на воде должен обучаться умению плавать, грести и управ-
лять лодкой.
При каждой перемене места и характера работы слесаря проводится
инструктаж по технике безопасности, о чем делается запись в специальном
журнале, в котором расписывается каждый инструктируемый. В служеб-
ных, бытовых помещениях и на рабочих местах вывешиваются плакаты,
иллюстрирующие безопасные методы работ и действия, запрещенные пра-
вилами безопасности.
На электростанциях запрещается работать на действующих и подклю-
ченных к электросети механизмах, становиться на ограждающие барь-
еры и ограждения, просовывать руки через ограждения к вращающимся
механизмам, ходить по трубопроводам и конструкциям, не предназна-
ченным для хождения. Нарушители правил безопасности подвергаются
дисциплинарным взысканиям, а серьезные случаи рассматриваются това-
рищеским или народным судом.
§ 57, Допуск к ремонтным работам и оборудование рабочего места
Прежде чем допустить бригаду или рабочего к ремонтным работам,
мастер или руководитель работ проверяет наличие удостоверений о праве
допуска к работе у каждого рабочего. После этого проводят обязательный
инструктаж о безопасных способах выполнения данной ремонтной работы
и результаты инструктажа записывают в журнал, где расписывается каждый
работник.
Ремонтный персонал приступает к работе после получения руководи-
телем наряда-допуска. Наряд — это письменное поручение на конкретную
работу, определяющее ее содержание и необходимые меры безопасности,
с указанием лиц, ответственных за безопасность работ. В нем указываются
фамилии и инициалы ответственного руководителя и производителя работ,
фамилии и инициалы всех рабочих, их разряд, описывается содержание
работ, сроки начала и планируемого окончания ремонта, а также перечис-
ляются все меры по отключению ремонтируемого оборудования и меро-
приятия для обеспечения безопасного ведения работ.
Наряд выписывается на одну бригаду, на одного производителя работ
и выдается начальником турбинного цеха электростанции, его замести-
телем, а также инженером по ремонту и мастером, если они уполномо-
чены на это распоряжением главного инженера. Бланк наряда заполняют
в двух экземплярах чернилами. Подчистки и исправления не допус-
каются.
Начальник смены цеха или помощник дежурного инженера станции,
получив от начальника цеха наряд-допуск, получает у дежурного инженера
станции разрешение на производство работ, а также на вывод оборудования
в ремонт, отключение действующего оборудования и переключение магист-
ралей, трубопроводов и др. Дежурный инженер проверяет одновременно,
все ли необходимые меры по технике безопасности указаны в наряде
Начальник смены цеха (или помощник дежурного ин Р ) про-
191
изводит сам или проверяет выполнение мероприятий по отключению обо-
рудования и технике безопасности и, расписавшись в наряде, допускает
персонал к работе.
Допуск к работе заключается в следующем:
дежурный указывает ответственному руководителю, производителю
работ и всему составу бригады место работ и показывает, что нет воды
под давлением и ее течи;
инструктирует бригаду и указывает расположенные поблизости части
оборудования, оставшиеся под напором;
подписывает оба экземпляра наряда-допуска и дает их на подпись
ответственному руководителю и производителю работ.
Один экземпляр наряда-допуска остается у дежурного (начальника
смены), второй — передается производителю работ.
После этого ответственный руководитель и производитель работ допол-
нительно инструктируют бригаду, и бригада приступает к работе.
Первый экземпляр наряда-допуска хранится у дежурного персонала
в папке действующих нарядов, которую передают посменно, чтобы пришед-
шая вновь смена знала обо всех переключениях и принятых мерах безо-
пасности и случайно не нарушила их.
При ремонте, выполняемом в три или две смены, каждая смена имеет
свой второй экземпляр наряда, который находится у производителя работ.
В конце каждой смены наряды передают на хранение дежурному персоналу.
Перед началом работы производитель работ получает наряд-допуск, и
только после этого бригада может приступить к ремонту.
Если во время ремонта изменяется схема отключения объекта, под-
ключается хотя бы часть ремонтируемого оборудования, нарушаются меры
безопасности, назначают нового руководителя, производителя работ или,
если состав бригады изменился более чем на 25%, должен быть выписан
новый наряд и заново произведен допуск к работам.
Оборудование может быть включено в работу только после того,
как ответственный руководитель закроет наряды и сдаст свои экземпляры
дежурному персоналу. Закрытый наряд-допуск удостоверяет, что работы
на оборудовании закончены, персонал выведен, инструмент и материалы
убраны и механизмы приготовлены к действию.
После сдачи наряда-допуска производить ремонтные работы катего-
рически воспрещается.
Все рабочие места, площадки, полы и перекрытия, относящиеся к
ремонтируемому оборудованию, должны хорошо освещаться и содер-
жаться в чистоте; их нельзя захламлять и загромождать посторонними
предметами и деталями разбираемого оборудования. Пролитое на пол
масло необходимо немедленно убрать, чтобы рабочие не поскользнулись.
Лестницы и проемы надо ограждать перилами. Если на постоянных лест-
ницах перила снимают для ремонта, необходимо установить временные
перила.
Детали разбираемого оборудования следует укладывать в заранее
предусмотренные места и на площадки, которые по расчетной нагрузке
допускают размещение данного груза. Поэтому необходимо заранее крас-'
кой разметить перекрытия с указанием допустимых для них нагрузок.
192
В подводной части агрегата, в замкнутых сосудах и масляных баках
должны работать не менее двух человек одновременно; категорически
запрещается направлять туда одного человека.
При опускании деталей через вскрытые в полу и перекрытиях люки
около люка обязательно ставят дежурного для предупреждения проходя-
щих мимо людей. По окончании работ люки немедленно закрывают. Люки
и проемы, открытые на длительное время, обязательно ограждают.
При рубке металла рабочее место должно быть огорожено, чтобы
куски металла не поранили проходящих мимо людей. Рубщик должен
пользоваться предохранительными очками.
В помещении машинного зала запрещается хранить легковоспламеняю-
щиеся и горючие вещества (керосин, бензин, спирт, растворители и нит-
рокраски) .
§ 58. Промышленная санитария и гигиена труда
Промышленная санитария призвана создать на производстве нормаль-
ные, с точки зрения медицины, условия труда путем применения санитар-
но-технических средств, лечебных и профилактических мероприятий.
Промышленная санитария базируется на выводах науки о гигиене труда,
изучающей влияние условий работы на здоровье трудящихся и разраба-
тывающей соответствующие санитарно-гигиенические и лечебно-профи-
лактические меры.
Промышленное производство связано чаще всего с работой механиз-
мов и машин. Рабочие площадки, где протекают трудовые процессы, имеют
условия, отличающиеся от природных. Естественно, что ряд факторов при
трудовом и производственном процессе отрицательно влияет на здоровье
человека. Такие факторы называются профессиональными вредностями.
К ним можно отнести повышенную влажность в камерах рабочих колес
гидротурбин, постоянный шум в машинном зале, производственную пыль,
стесненные условия работы, при которых вызывается одностороннее рас-
тяжение мышц, выделение вредных и ядовитых веществ, напряжение
слуха и зрения. Профессиональные вредности могут вызывать профессио-
нальные заболевания, если с ними не вести борьбу.
Гигиена труда и промышленная санитария ведут борьбу с профессио-
нальными вредностями, для чего в масштабах Советского Союза и на
каждом предприятии разрабатывается и внедряется целый ряд мероприя-
тий. Так, например, на предприятия с вредными условиями труда не прини-
мают рабочих моложе 18 лет. При приеме на такие предприятия (к ним
относятся и электростанции) работники проходят предварительное меди-
цинское освидетельствование, а в процессе работы — периодические об-
следования, позволяющие обнаружить заболевание в его начальной стадии.
В Советском Союзе разработан ряд мероприятий, согласно которым
ограничивается йрием на работу, если состояние здоровья человека может
ухудшиться на данном предприятии из-за вредных условий труда, сущест-
вует перечень профессий и условий труда, для которых устанавливается
укороченный рабочий день, предоставляется дополнительный оплачиваемый
отпуск, выдается за счет предприятия спецпитание (молоко, масло и т.д.) .
Гигиена труда и промышленная санитария разрабатывают и внедряют
также мероприятия, уменьшающие вредность условий труда. К ним отно-
сятся всемерная механизация производственных процессов, применение
рациональных методов производства, внедрение кондицибнирования воз-
духа для устранения ненормальной температуры и влажности в помеще-
ниях, замена применяемых вредных материалов безвредными, установка
нормального освещения рабочих мест, рациональные режимы работы и
отдыха, ослабление производственных шумов, внедрение и применение
средств индивидуальной защиты и многое другое. Кроме того, на современ-
ных предприятиях обязательно имеются помещения личной гигиены:
души, умывальники, раздевалки и другие бытовые устройства.
На предприятиях действуют медицинские пункты, в которых ведется
дежурство медицинского персонала. На рабочих местах в цехах и на участ-
ках за счет предприятия устанавливают аптечки с запасом медикаментов.
§ 59. Противопожарные мероприятия
Даже небольшой пожар может на долгое время вывести электростанцию
из строя, поэтому необходимо строго соблюдать противопожарные меро-
приятия. Возможные причины возникновения пожаров: короткое замы-
кание в генераторе, неисправном электрооборудовании или электропро-
водке, ее перегрузка, разряды молнии, неосторожное обращение с огнем,
курение в пожароопасных местах, небрежное обращение с электронагре-
вательными приборами и др. Возникновению пожаров способствуют зах-
ламленность цехов горючими материалами, хранение в недозволенных
местах легковоспламеняющихся и горючих материалов, наличие в цехах
пыли, паров легкоиспаряющихся горючих жидкостей.
В целях усиления пожаробезопасности на электростанциях проводит-
ся пропаганда мер по ее обеспечению, организуются пожарные посты и
пожарная охрана, проводятся мероприятия по ликвидации причин и ус-
ловий возникновения пожаров. С персоналом электростанции проводят-
ся занятия по пожаробезопасности, организуются пожарные отделения,
обученные методам тушения пожаров, все помещения снабжаются сред-
ствами пожаротушения: устанавливаются пожарные рожки с расположен-
ными рядом пожарными рукавами и брандспойтами, огнетушители, ящики
, с песком, бочки с водой; оборудуются доски и щиты с противопожарным
инвентарем. Инструментами и приспособлениями, предназначенными
для борьбы с пожарами, пользоваться в производственных целях запре-
щается.
Для предотвращения пожаров следят за тем, чтобы производственные
помещения, чердачные перекрытия зданий, территория предприятий и
сооружений содержались в чистоте. Особое внимание обращают на состоя-
ние подъездных путей. Для производства злектро- и газосварочных работ
и разведения открытого огня каждый раз необходимо получать разрешение
пожарной охраны, которая проверяет противопожарную подготовленность
рабочего места и после этого дает разрешение на работы.
Крупные электростанции охраняются специально прикрепленными
пожарными командами, которые помимо ликвидации пожаров ведут
194
профилактическое наблюдение и предотвращают возникновение пожаров.
На пожароопасных местах организуются пожарные посты, остальные поме-
щения и рабочие площадки подвергаются систематическим контрольным
обходам.
Большую роль для предупреждения развития пожара играет пожарная
сигнализация. На видных местах вывешивают и сообщают всему персо-
налу номер телефона пожарной команды, по которому извещают о пожаре.
В помещениях, где находятся люди, устанавливают кнопочные извещатели,
при нажатии на которые в дежурное помещение пожарной команды пода-
ется сигнал тревоги. В помещениях, где нет людей, устанавливают автома-
тические сигнализаторы, которые срабатывают при повышении темпера-
туры и появлении дыма.
К нарушителям правил противопожарной безопасности применяют
меры административного воздействия. Виновные в возникновении пожара
могут быть привлечены к уголовной ответственности.
Средства пожаротушения на гидроэлектростанциях: вода, подаваемая
к месту пожара через пожарные рукава, песок, ведра, покрывала и кош-
ма, ломы, багры, лопаты, пожарные топоры, пенные и углекислотные
огнетушители, передвижные и стационарные пеногенераторы.
Нельзя тушить горящую электропроводку и электрооборудование,
находящиеся под напряжением, водой из пожарного ствола, так как вода
является хорошим проводником электрического тока и работающего на
стволе может поразить током.
Контрольные вопросы 1. Какие задачи решают техника безопасности, промышлен-
ная санитария и противопожарные мероприятия? 2. Каков порядок обучения прави-
лам техники безопасности на ГЭС? 3. В какие сроки проверяются знания правил
техники безопасности у работников ГЭС? 4. Как производится допуск к ремонтным
работам? 5. Назовите лиц, ответственных за безопасное ведение ремонтных работ.
6. За что отвечает каждый работник, ответственный за безопасное ведение работ?
4
)
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
Кожевников Н. Н. Механическое оборудование гидроэлектростанций. -
М.: Высшая школа, 1981.
Н е г о д а В. И. Инструкция по центровке вертикальных гидроагрегатов. -
М.: СЦНТИ Энергонот ОРГРЭС, 1972.
Непорожний П. С., Обрезков В. И. Введение в специальность гидро-
электроэнергетика. - М.: Энергоиздат, 1982.
Полонский Г. А. Механическое оборудование гидротехнических сооруже-
ний. - М.: Энергоиздат, 1982.
Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования,
зданий и сооружений электростанций и сетей (утверждены Минэнерго СССР
06.08. 1984)
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Изд. 13-е,
перераб. и доп. - М.: Энергия, 1977.
Правила техники безопасности при эксплуатации водного хозяйства, гидротех-
нических сооружений и гидромеханического оборудования электростанций. — М.:
Атомиздат, 1978.
Руководящие указания по проектированию организации и механизации ремонт-
ных работ на гидроэлектростанциях. - М.: СЦНТИ Энергонот ОРГРЭС, 1974.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение.....................'.........................................3
Глава первая. Общие вопросы организации производства электроэнергии и ре-
монта энергетических установок......................................6
§ 1. Энергосистемы, энергоуправления и электростанции.............б
§ 2. Организация ремонтного обслуживания ГЭС......................Ю
Глава вторая. Сведения нз гидромеханики. Понятия о ГЭС и гидротурбинах 12
§ 3. Понятие об энергии водотока. Напор, расход и мощность водотока.
Использование воды. Гидроузлы и гидроэнергетические установки......12
§ 4. Гидравлические, гидроаккумулирующие и приливные электростан-
ции, их технические схемы и оборудование..........................15
§ 5. Водяные колеса, гидротурбины и принципы работы в них воды. Ка-
витация . . . . .......................’.........................20
§ 6. Основные параметры и характеристики ГЭС и гидротурбин. Марки-
ровка гидротурбин.................................................24
Глава третья. Устройство и работа гидротурбин, их вспомогательного обору-
дования и гидрогенераторов.........................................30
§ 7. Общие сведения о вертикальных гидроагрегатах с поворотно-лопаст-
ными гидротурбинами. Гидротурбина ПЛ 20/811а-В-1000................50
§ 8. Спиральная камера, фундаментальные части, отсасывающая труба,
статор, камера рабочего колеса и шахта гидротурбины...............57
§ 9. Направляющий аппарат........................................40
§ 10. Рабочее колесо поворотно-лопастной гидротурбины.............47
§ 11. Вал гидротурбины и штанги-вала..............................54
§ 12. Крышка турбины..............................................56
§ 13. Направляющий подшипник и уплотнение вала гидротурбины........57
л § 14. Маслоприемник.................................................60
§ 15. Некоторые разновидности конструкций осевых турбин и компоно-
вок их гидроагрегата. Диагональные гидротурбины...................62
§ 16. Общие сведения о радиально-осевой гидротурбине.............65
§ 17. Рабочее колесо радиально-осевой гидротурбины...............71
§ 18. Вал радиально-осевой гидротурбины и направляющий подшипник . . . 72
§ 19. Общие сведения о ковшовой гидротурбине......................74
§ 20. Конструкция ковшовой гидротурбины..........................77
§ 21. Конструкция механической части гидрогенераторов.............79
§ 22. Подпятник гидроагрегата.....................................84
§ 23. Принцип регулирования гидротурбин...........................86
§ 24. Схема прямого регулирования.................................87
197