2152

Ремонт паровых турбин. Система технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций

Книга

Производство и промышленные технологии

Система технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций. Основные понятия и положения. Основные показатели надежности энергетического оборудования. Типовые конструкции и основные материалы. Проверка коробления цилиндров, определение поправок для центровки проточной части. Сборка и уплотнение фланцевых соединений присоединенных трубопроводов. Типовые конструкции и основные материалы опорных подшипников.

Русский

2013-01-06

14.3 MB

1489 чел.

Министерство образования Российской Федерации  
ГОУ Уральский государственный технический университет — УПИ 
В. Н. Родин, А. Г. Шарапов, Б. Е. Мурманский, Ю. А. Сахнин, В. В. Лебедев, М. А: Кадников, Л. А. 
Жученко 
РЕМОНТ ПАРОВЫХ ТУРБИН 
Учебное пособие 
под общей редакцией Ю. М. Бродова В. Н. Родина 
 
Екатеринбург 2002 

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 
ТЭС — 
тепловая электрическая станция 
АЭС — 
атомная электрическая станция 
ППР — 
планово-предупредительный ремонт 
НТД — 
нормативно-техническая документация 
ПТЭ — 
правила технической эксплуатации 
СТОИР— система технического обслуживания и ремонта 
САР — 
система автоматического регулирования 
ЭРП — 
энергоремонтное предприятие 
ЦЦР — 
цех централизованного ремонта 
РМУ — 
ремонтно-механический участок 
РД — 
руководящий документ 
ОППР — отдел подготовки и проведения ремонтов 
КИП — 
контрольно-измерительные приборы 
ЛМЗ — 
Ленинградский механический завод 
ХТЗ — 
Харьковский турбинный завод 
ТМЗ — 
Турбомоторный завод 
ВТИ — 
Всесоюзный теплотехнический институт 
ЦВД — 
цилиндр высокого давления 
ЦСД — 
цилиндр среднего давления 
ЦНД — 
цилиндр низкого давления 
ПНД — 
подогреватель низкого давления 
ПВД — 
подогреватель высокого давления 
КТЗ — 
Калужский турбинный завод 
МПД — 
магнитопорошковая дефектоскопия 
УЗК — 
ультразвуковой контроль 
ЦКБ "Энергопрогресс" — центральное конструкторское бюро "Энергопрогресс" 
ВПУ — 
валоповоротное устройство 
РВД — 
ротор высокого давления 
РСД — 
ротор среднего давления 
РНД — 
ротор низкого давления 
ЧВД — 
часть высокого давления 
ЧСД — 
часть среднего давления 
ЧНД — 
часть низкого давления 
ТВ К — 
токовихревой контроль 
ЦД — 
цветная дефектоскопия 
ОТК — 
отдел технического контроля 
ТУ — 
технические условия 
МФЛ — 
металлофторопластовая лента 
НЧВ — 
низкочастотная вибрация 
ГПЗ — 
главная паровая задвижка 
ЗАБ — 
золотник автомата безопасности 
КПД — 
коэффициент полезного действия 
КОС — 
клапан обратный соленоидный 
ВТО — 
восстановительная термообработка 
Т.У.Т. — 
тонны условного топлива 
Х.Х. — 
холостой ход 

ПРЕДИСЛОВИЕ 
Энергетика, как базовая отрасль, определяет "здоровье" экономики страны в целом. Состояние дел в 
этой отрасли промышленности за последние годы осложнилось. Это определяется рядом факторов: 
— недогруженностью оборудования, что, как правило, приводит к необходимости работы турбин (и 
другого оборудования ТЭС) на режимах, не соответствующих максимальной экономичности; 
— резким сокращением ввода новых мощностей на ТЭС; 
— моральной и физической старостью почти 60 % энергооборудования; 
— ограниченностью поставок и резким ростом стоимости топлива для ТЭС; 
— нехваткой средств на модернизацию оборудования и других. 
Паровые  турбины  являются  одним  из  наиболее  сложных  элементов  современной  энергетической 
установки ТЭС, что определяется высокой частотой вращения роторов, высокими параметрами пара, 
большими статическими и динамическими нагрузками, действующими на отдельные элементы турби-
ны,  и  рядом  других  факторов.  Как  показано  в [1...6], повреждаемость  паровых  турбин  составляет 
15...25 % от повреждаемости всего оборудования ТЭС. В связи с этим вопросы своевременного и ка-
чественного  ремонта  паровых  турбин  являются  в  настоящее  время  одними  из  самых  актуальных  и 
сложных среди тех, которые приходится решать работникам ТЭС. 
В блоках специальных дисциплин стандартов и учебных планов большинства энергетических и энер-
гомашиностроительных специальностей вузов дисциплина "Ремонт паровых турбин", к сожалению, от-
сутствует. В ряде фундаментальных учебников и учебных пособий по паровым турбинам [7... 11] вопро-
сам их ремонта внимания практически не уделяется. Ряд изданий [12... 14] не отражает современного со-
стояния вопроса. Несомненно, очень полезными для изучения рассматриваемого вопроса являются из-
дания [15...20], однако эти работы (по существу — монографии) не имеют учебной направленности. Меж-
ду  тем  в  последние  годы  появился  ряд  директивных  и  методических  материалов,  регламентирующих 
вопросы ремонта ТЭС и, в частности, ремонта паровых турбин [21.. .23]. 
Предлагаемое  вниманию  читателей  учебное  пособие  "Ремонт  паровых  турбин"  рассчитано  на  сту-
дентов вузов, обучающихся по специальностям: 10.14.00 — Газотурбинные, паротурбинные установки и 
двигатели, 10.05.00 — Тепловые электрические станции, 10.10.00 — Атомные электрические станции и 
установки. Пособие может быть использовано также в системе переподготовки и повышения квалифи-
кации инженерно-технического персонала ТЭС и АЭС. 
Авторы стремились отразить современные систематизированные представления по вопросам ремон-
та паровых турбин, в том числе: 
— основные принципы организации ремонта турбин; 
— показатели надежности, характерные повреждения турбин и причины их появления; 
— типовые конструкции и материалы деталей паровых турбин; 
— основные операции, выполняемые при ремонте всех основных деталей паровых турбин. Освещены 
вопросы центровки, нормализации тепловых расширений и вибросостояния 
турбоагрегата. Отдельно рассмотрены положения, касающиеся особенностей ремонта турбин в услови-
ях завода-изготовителя. Все эти факторы существенно влияют на эффективность и надежность работы 
турбоагрегата (турбоустановки) и определяют объем, продолжительность и качество ремонта. 
В  заключение  приводятся  направления  разработок,  которые,  по  мнению  авторов,  позволят  в  даль-
нейшем повысить эффективность всей системы ремонта паровых турбин в целом. 
При работе над пособием авторы широко использовали современную научно-техническую литера-
туру по ТЭС и АЭС, паровым турбинам и паротурбинным установкам, а также отдельные материалы 
турбинных заводов, ОАО "ОРГРЭС" и ряда ремонтных энергетических предприятий. 
Структура  и  методология  представления  материала  учебного  пособия  разработаны  Ю. М. Бро-
довым. 
Общая редакция учебного пособия выполнена Ю. М. Бродовым и В. Н. Родиным. 
Глава 1 написана В. Н. Родиным, главы 2 и 12 Б. Е. Мурманским, главы 3; 4; 5; 6; 7; 9; И — А. Г. 
Шараповым и Б. Е. Мурманским, глава 8 — Л. А. Жученко и А. Г. Шараповым, глава 10 — А. Г. Шара-
повым, глава 13 — В. В. Лебедевым и М. А. Кадниковым, глава 14 — Ю. А. Сахниным. 
Авторы благодарят Гурто Ю. М., Сосновского А. Ю., Великовича М. В., Неудачина Г. П., Лебедева В. 
А. за помощь в написании отдельных глав и высказанные замечания. 
Авторы выражают благодарность рецензентам за ценные советы и замечания, сделанные во время 
обсуждения рукописи. 
Замечания по учебному пособию будут приняты с благодарностью, их следует направлять по ад-
ресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, ул. Мира, 19 УГТУУПИ, Теплоэнергетический факультет, кафед-
ра "Турбины и двигатели". По этому же адресу настоящее учебное пособие можно заказать. 

Глава 1 
ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА ТУРБИН 
1.1. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ 
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПОЛОЖЕНИЯ 
Надежное  обеспечение  потребителей  энергией — залог  благополучия  любого  государства.  Особенно  это  актуально  в 
нашей стране с суровыми климатическими условиями, поэтому бесперебойная и надежная работа электростанций является 
важнейшей задачей энергетического производства. 
Для решения этой задачи в энергетике были разработаны мероприятия по обслуживанию и ремонту, которые обеспечи-
вали длительное содержание оборудования в рабочем состоянии при наилучших экономических показателях его работы и 
минимально  возможных  неплановых  остановках  его  в  ремонт.  Эта  система  основывается  на  проведении  планово-
предупредительных ремонтов (ППР). 
Система ППР является совокупностью мероприятий по планированию, подготовке, организации проведения, контроля 
и учета различного вида работ по техническому обслуживанию и ремонту энергетического оборудования, проводимых по 
заранее  составленному плану на  основе  типового объема ремонтных работ, обеспечивающих  безотказную,  безопасную и 
экономичную эксплуатацию энергетического оборудования предприятий при минимальных ремонтных и эксплуатационных 
затратах 
[21]. Сущность системы ППР состоит в том, что после заранее определенной наработки потребность оборудова-
ния в ремонте удовлетворяется плановым порядком, путем проведения плановых осмотров, испытаний и ремонтов, чередо-
вание и периодичность которых определяются назначением оборудования, требованиями к его безопасности и безотказно-
сти, конструктивными особенностями, ремонтопригодностью и условиями эксплуатации. 
Система ППР строится таким образом, что каждое предыдущее мероприятие является профилактическим по отношению 
к последующему. В соответствии с [21, 24] различают техническое обслуживание и ремонт оборудования. 
Техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности изделия при 
использовании  по  назначению [25]. Оно  предусматривает  уход  за  оборудованием:  проведение  осмотров,  систематическое 
наблюдение за исправным состоянием, контроль режимов работы, соблюдение правил эксплуатации, инструкций заводов — 
изготовителей  и  местных  эксплуатационных  инструкций,  устранение  мелких  неисправностей,  не  требующих  отключения 
оборудования, регулировку и так далее. Техническое обслуживание действующего оборудования электростанций включает 
выполнение комплекса мероприятий по осмотру, контролю, смазке, регулировке, не требующих вывода оборудования в те-
кущий ремонт. 
Техническое  обслуживание  (осмотры,  проверки  и  испытания,  наладка,  смазка,  промывки,  очистки)  дает  возможность 
увеличить гарантийную наработку оборудования до очередного текущего ремонта, снизить объем текущего ремонта. 
Ремонт — комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ре-
сурсов изделий или их составных частей [25]. Производство текущего ремонта, в свою очередь, предотвращает необходи-
мость планирования более частых капитальных ремонтов. Такая организация плановых ремонтов и операций технического 
обслуживания дает возможность постоянно поддерживать оборудование в безотказном состоянии при минимальных затра-
тах и без дополнительных незапланированных простоев в ремонте. 
Наряду с повышением надежности и безопасности энергоснабжения важнейшей задачей ремонтного обслуживания яв-
ляется улучшение или, в крайнем случае, стабилизация технико-экономических показателей оборудования. Как правило, это 
достигается путем останова оборудования и вскрытия его базовых элементов (топок котлов и конвективных поверхностей 
нагрева, проточных частей и подшипников турбин). 
Следует отметить, что проблемы надежности и экономичности работы оборудования ТЭС настолько взаимосвязаны, что 
их трудно отделить одну от другой. 
По турбинному оборудованию в процессе эксплуатации прежде всего контролируется технико-экономическое состояние 
проточной части, в том числе: 
—  солевой занос лопаток и сопловых аппаратов, которые не могут быть устранены промывкой под нагрузкой или на хо-
лостом ходу (окись кремния, железа, кальция, магния и др.); известны случаи, когда в результате заноса мощность турбины 
за 10... 15 дней снижалась на 25 %. 
—  увеличение зазоров в проточной части приводит к снижению экономичности, например — увеличение радиального 
зазора в уплотнениях с 0,4 до 0,6 мм вызывает увеличение утечки пара на 50 %. 
Следует отметить, что увеличение зазоров в проточной части, как правило, имеет место не в процессе нормальной экс-
плуатации, а при пусковых операциях, при работе с повышенной вибрацией, прогибах ротора, неудовлетворительных тем-
пературных расширениях корпусов цилиндров. 
В ходе ремонтов важную роль играют опрессовки и устранение мест присосов воздуха, а также применение различных 
прогрессивных  конструкций  уплотнений  во  вращающихся  воздухоподогревателях.  Ремонтный  персонал  должен  следить 
совместно с эксплуатационным персоналом за присосами воздуха и, по возможности, обеспечивать их устранение не только 
в ходе ремонтов, но и на работающем оборудовании. Так, снижение (ухудшение) вакуума на 1 % для энергоблока 500 МВт 
приводит к перерасходу топлива примерно на 2 т у. т./ч, что составляет 14 тыс. т у. т./год, или в ценах 2001 г. 10 млн руб. 
Показатели  экономичности  турбины,  котла  и  вспомогательного  оборудования  обычно  определяются  путем  проведения 

экспресс-испытаний [23]. Целью этих испытаний являются не только оценка качества ремонтов, но и регулярный контроль 
работы  оборудования  в  течение  межремонтного  периода  эксплуатации.  Анализ  результатов  испытаний  позволяет  обосно-
ванно судить о том, следует ли остановить агрегат (или, если это возможно, отключить отдельные элементы установки). При 
принятии решений сопоставляются возможные затраты на останов и последующий пуск, на проведение восстановительных 
работ, возможный недоотпуск электро- и теплоэнергии с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудования с пони-
женной экономичностью. Экспресс-испытания определяют также время, в течение которого допускается работа оборудова-
ния с пониженной экономичностью. 
В целом техническое обслуживание и ремонт оборудования предусматривают выполнение комплекса работ, направлен-
ных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с опре-
деленной периодичностью и последовательностью [21]. 
Ремонтный цикл — наименьшие повторяющиеся интервалы времени или наработки изделия, в течение которых в опре-
деленной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации выполняются все ус-
тановленные  виды  ремонта  (наработка  энергетического  оборудования,  выраженная  в  годах  календарного  времени  между 
двумя плановыми капитальными ремонтами, а для вновь вводимого оборудования — наработка от ввода до первого плано-
вого капитального ремонта) [25]. 
Структура ремонтного цикла определяет последовательность различных видов ремонта и работ по техническому об-
служиванию оборудования в пределах одного ремонтного цикла [25]. 
Все  ремонты  оборудования  подразделяются  (классифицируются)  на  несколько  видов  в  зависимости  от  степени  подго-
товленности, объема выполняемых работ и метода выполнения ремонта. 
Неплановый ремонт — ремонт, проведение которого осуществляется без предварительного назначения [25]. Неплано-
вые ремонты выполняются при возникновении дефектов оборудования, приводящих к его отказам. 
Плановый  ремонт  —  ремонт,  проведение  которого  осуществляется  в  соответствии  с  требованиями  нормативно-
технической документации (НТД) [25]. Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса деталей и 
узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм. 
Плановый ремонт паровой турбины подразделяется на три основных вида: капитальный, средний и текущий. 
Капитальный ремонт — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и восстановления полного или близко-
го к полному ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые [25]. 
Капитальный ремонт — наиболее объемный и сложный вид ремонта, при его выполнении вскрываются все подшипники, 
все цилиндры, разбираются валопровод и проточная часть турбины. Если капитальный ремонт выполняется в соответствии с 
типовым технологическим процессом,  то  он  называется  типовым  капитальным ремонтом.  Если  капитальный  ремонт  вы-
полняется средствами, отличающимися от типовых, то такой ремонт относится к специализированному ремонту с наимено-
ванием производного вида от типового капитального ремонта. 
Если капитальный типовой или капитальный специализированный ремонт выполняется на паровой турбине, отработав-
шей в эксплуатации более 50 тыс. ч, то такой ремонт подразделяется на три категории сложности; наиболее сложные ремон-
ты имеют третью категорию. Категорирование ремонтов применяется обычно к турбинам энергоблоков мощностью от 150 
до 800 МВт. 
Категорирование ремонтов по степени сложности направлено на то, чтобы компенсировать трудовые и финансовые за-
траты в связи с износом частей турбины и образованием в них новых дефектов наряду с теми, которые проявляются при ка-
ждом ремонте. 
Текущий ремонт — ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования, и со-
стоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей [25]. 
Текущий ремонт паровой турбины наименее объемный, при его выполнении могут быть вскрыты подшипники или разо-
браны  один-два  регулирующих  клапана,  возможно  вскрытие  клапана  автоматического  затвора.  Для  блочных  турбин  теку-
щий ремонт подразделяется на две категории сложности: первую и вторую (наиболее сложные ремонты имеют вторую кате-
горию). 
Средний ремонт — ремонт, выполняемый в объеме, установленном в НТД [25], для восстановления исправности и час-
тичного восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением отдельных составных частей и контролем их 
технического состояния. 
Средний ремонт паровой турбины отличается от капитального и текущего тем, что его номенклатура включает частично 
объемы и капитального, и текущего ремонтов. При выполнении среднего ремонта может быть вскрыт один из цилиндров 
турбины и частично разобран валопровод турбоагрегата, может быть также вскрыт стопорный клапан и выполнен частич-
ный ремонт регулирующих клапанов и узлов проточной части вскрытого цилиндра. 
Все виды ремонта объединяют следующие признаки: цикличность, продолжительность, объемы, финансовые затраты. 
Цикличность — это периодичность проведения того или другого вида ремонта в масштабе лет, например между после-
дующим  и  предыдущим  капитальным  ремонтом  должно  пройти  не  более 5...6 лет,  между  последующим  и  предыдущим 
средним ремонтом должно пройти не более 3 лет, между последующим и предыдущим текущим ремонтом должно пройти 
не более 2 лет. Увеличение продолжительности цикла между ремонтами желательно, но в ряде случаев это приводит к зна-
чительному увеличению числа дефектов. 
Продолжительность ремонта по каждому основному виду из расчета типовых работ является директивной и утверждена 

"Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и се-
тей" [21]. Продолжительность ремонта определяется [21] как величина в масштабе календарных дней, например для паровых 
турбин в зависимости от мощности типовой капитальный ремонт составляет от 35 до 90 суток, средний от 18 до 36 суток, 
текущий от 8 до 12 суток. 
Важными вопросами являются продолжительность ремонта и его финансирование. Продолжительность ремонта турбины 
— серьезная проблема, особенно тогда, когда ожидаемые объемы работ не подтверждаются состоянием турбины или когда 
возникают дополнительные работы, продолжительность которых может достигать 30...50 % от директивной. 
Объемы работ также определяются [21] как типовой набор технологических операций, суммарная продолжительность 
которых  соответствует  директивной  продолжительности  вида  ремонта;  в  Правилах [21] это  называется  "номенклатура  и 
объем работ при капитальном (или другом виде) ремонте турбины" и далее идет перечисление наименований работ и эле-
ментов, на которые они направлены. 
Производные наименования ремонтов от всех основных видов ремонта отличаются между собой объемами и продолжи-
тельностью проведения работ. Наиболее непредсказуемыми по объемам и срокам являются аварийные ремонты; они харак-
теризуются такими факторами, как внезапность аварийного останова, неготовность к ремонту материальных, технических и 
трудовых ресурсов, неясность причин отказа и объемов дефектов, вызвавших останов турбоагрегата. 
При выполнении ремонтных работ могут быть использованы различные методы, в том числе [21]: 
агрегатный  метод  ремонта — обезличенный  метод  ремонта,  при  котором  неисправные  агрегаты  заменяются  новыми 
или заранее отремонтированными; 
заводской метод ремонта — ремонт транспортабельного оборудования или его отдельных составных частей на ремонт-
ных предприятиях на основе применения передовых технологий и развитой специализации. 
Ремонт  оборудования  производится  в  соответствии  с  требованиями  нормативно-технической  и  технологической  доку-
ментации, которые включают в себя действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ре-
монту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики, ремонтные чертежи и 
другое. 
На современном этапе развития электроэнергетики, характеризующемся низкими темпами обновления основных произ-
водственных средств, возрастает приоритет ремонта оборудования и необходимость в разработке нового подхода в финан-
сировании ремонта и технического перевооружения. 
Сокращение использования установленной мощности энергоустановок привело к дополнительному износу оборудования 
и  увеличению  доли  ремонтной  составляющей  в  себестоимости  вырабатываемой  энергии.  Возросла  проблема  сохранения 
эффективности энергоснабжения, в решении которой ведущая роль принадлежит ремонтному производству. 
Существующее энергоремонтное производство, ранее основанное на планово-предупредительном ремонте с регламента-
цией ремонтных циклов, перестало отвечать экономическим интересам. Ранее действующая система ППР была сформиро-
вана  для  производства  ремонтов  в  условиях  минимального  резерва  энергетических  мощностей.  В  настоящее  время  про-
изошло снижение ежегодной наработки оборудования и увеличение продолжительности его простоев. 
В целях реформирования действующей системы технического обслуживания и ремонта было предложено [22] изменить 
систему ППР и перейти на ремонтный цикл с назначенным межремонтным ресурсом по типам оборудования. Новая система 
технического обслуживания и ремонта (СТОИР) позволяет увеличить календарную продолжительность межремонтной кам-
пании и сократить среднегодовые ремонтные затраты. По новой системе назначенный межремонтный ресурс между капи-
тальными ремонтами принимается равным базовому значению суммарной наработки за ремонтный цикл в базовый период и 
является нормативом. 
С учетом действующих положений [22] на электростанциях разработаны нормативы межремонтных ресурсов для основ-
ного оборудования электростанций. Изменение системы ППР обусловлено изменившимися условиями эксплуатации. 
Как та, так и другая система обслуживания оборудования предусматривают три вида ремонта: капитальный, средний и 
текущий. Эти три вида ремонтов составляют единую систему обслуживания, направленную на поддержание оборудования в 
работоспособном состоянии с обеспечением его надежности и требуемой экономичности. Продолжительность простоя обо-
рудования во всех видах ремонтов строго регламентируется [21]. Вопрос об увеличении продолжительности простоя обору-
дования в ремонте при необходимости выполнения сверхтиповых работ рассматривается каждый раз индивидуально. 
Во многих странах используется система ремонта энергетического оборудования "по состоянию", позволяющая в значи-
тельной мере сократить затраты на ремонтное обслуживание. Но эта система предполагает использование методик и аппа-
ратных средств, позволяющих с необходимой периодичностью (а по ряду параметров непрерывно) контролировать текущее 
техническое состояние оборудования. 
Различными организациями в СССР, а позднее в России были разработаны системы мониторинга и диагностики состоя-
ния отдельных узлов турбины [26...30], были предприняты попытки создания на мощных турбоагрегатах комплексных сис-
тем диагностики [31, 32]. Эти работы требуют значительных финансовых затрат, но, по опыту эксплуатации аналогичных 
систем за границей [33, 34], быстро окупаются. 
1.2. ОБЪЕМЫ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ 
В распорядительных документах [21] определены номенклатура и типовые объемы ремонтных работ для каждого вида 

основного оборудования ТЭС. 
Так, например, при выполнении капитального ремонта турбины проводится: 
1.  Осмотр  и  дефектация  корпусов  цилиндров,  сопловых  аппаратов,  диафрагм  и  обойм  диафрагм,  обойм  уплотнений, 
корпусов концевых уплотнений, концевых и диафрагменных уплотнений, устройств для обогрева фланцев и шпилек корпу-
са, рабочих лопаток и бандажей, дисков рабочих колес, шеек вала, опорных и упорных подшипников, корпусов опор, масля-
ных уплотнений, полумуфт роторов и др. 
2.  Устранение обнаруженных дефектов. 
3.  Ремонт корпусных частей цилиндра, в том числе контроль металла корпусов цилиндров, замена при необходимости 
диафрагм, шабрение плоскостей горизонтальных разъемов корпусов цилиндров и диафрагм, обеспечение центровки деталей 
проточной части и концевых уплотнений и обеспечение зазоров в проточной части в соответствии с нормами. 
4.  Ремонт  роторов,  в  том  числе  проверка  прогиба  роторов,  при  необходимости — замена  проволочных  бандажей  или 
ступени в целом, шлифовка шеек и упорных дисков, динамическая балансировка роторов и исправление центровки ротора 
по полумуфтам. 
5.  Ремонт подшипников, в том числе предусматривается в случае необходимости замена колодок упорного подшипника, 
замена или перезаливка вкладышей опорных подшипников, замена уплотнительных гребней масляных уплотнений, шабре-
ние плоскости горизонтального разъема корпусов цилиндров. 
6.  Ремонт соединительных муфт, в том числе выполняются проверка и исправление излома и смещения осей при спари-
вании полумуфт (маятник и колено), шабрение торцов полумуфт, обработка отверстий под соединительные болты. 
7.   Выполняются испытания и снятие характеристик системы регулирования (САР), дефектация и ремонт узлов регули-
рования и защиты, настройка САР перед пуском турбины. Также проводятся дефектация и устранение дефектов маслосис-
темы: чистка маслобаков, фильтров и маслопроводов, маслоохладителей, а также проверка плотности маслосистемы. 
 

Все дополнительные объемы работ по ремонту или замене отдельных узлов оборудования (сверх установленных 
распорядительными документами), а также по его реконструкции и модернизации являются сверхтиповыми. 
1.3. ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЭС И В 
ЭНЕРГОРЕМОНТНОМ ПРЕДПРИЯТИИ 
Ремонт оборудования ТЭС выполняется силами специалистов ТЭС (хозспособ), специализированными энергоремонт-
ными  подразделениями  энергообъединения  (системный  хозспособ)  или  сторонними  специализированными  энергоре-
монтными предприятиями (ЭРП). В табл. 1.1 в качестве примера приведены, данные за 2000 г. (с официального сайта РАО 
"ЕЭС России") по распределению объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и подрядными ор-
ганизациями для энергосистем Уральского региона.
 
Таблица 1.1 
Соотношение ремонтных работ выполняемых собственным и привлеченным ремонтным персоналом в некоторых 
энергосистемах Урала 
 
Курганэнерго 
Оренбургэнсрго 
Пермьэнерго 
Свердловэнерго 
Тюменьэнерго 
Челябэнерго 
Хозяйственный способ 
0,431 
0,570 
0,781 
0,752 
0,655 
0,578 
Подрядный способ  
0,569  
0,430  
0,219  
0,248  
0,345  
0,422  
Организацией ремонтного обслуживания на ТЭС занимаются директор, главный инженер, начальники цехов и отделов, 
старшие мастера, просто мастера, инженеры отделов и лабораторий. На рис. 1.1 одна из возможных схем управления ремонтом 
показана лишь в объеме ремонта отдельных частей основного оборудования в отличие от действительной схемы, которая вклю-
чает в себя и организацию эксплуатации оборудования. У всех руководителей основных подразделений, как правило, имеется 
по два заместителя: один заместитель по эксплуатации, другой — по ремонту. Директор принимает решение по финансовым 
вопросам ремонта, а главный инженер по техническим, получая информацию от своего заместителя по ремонту и от руково-
дителей цехов. 
Для ТЭС, основной задачей которых является производство энергии, экономически нецелесообразно производить тех-
ническое обслуживание и ремонт оборудования в полном объеме собственными силами. Наиболее целесообразно привле-
кать для этого специализированные организации (участки).
 
Ремонтное обслуживание оборудования котлотурбинных цехов на ТЭС выполняется, как правило, цехом централизован-
ного ремонта (ЦЦР), который представляет собой специализированное подразделение, способное выполнить ремонт оборудо-
вания в необходимом объеме. ЦЦР имеет материальные и технические средства, в том числе: склады имущества и запча-
стей, служебные кабинеты, оснащенные средствами связи, мастерские, ремонтно-механический участок (РМУ), грузоподъ-
емные механизмы, сварочную технику. ЦЦР может частично или полностью выполнять ремонт котлов, насосов, элементов 
системы  регенерации  и  вакуумной  системы,  оборудования  химического  цеха,  арматуры,  трубопроводов,  электроприводов, 
элементов газового хозяйства, станочного оборудования, транспортных средств. ЦЦР привлекается также к ремонту систе-
мы рециркуляции сетевой воды, обслуживанию ремонтов береговых насосных станций. 
Из представленной на рис. 1.2 примерной схемы организации ЦЦР видно, что ремонт в машинном зале также разделяется 
на отдельные операции, осуществление которых ведется специализированными звеньями, группами и бригадами: "проточ-
ники" — занимаются ремонтом цилиндров и проточной части турбины, "регулировщики" — ремонтом узлов системы автома-
тического регулирования и парораспределения; специалисты по ремонту маслохозяйства занимаются ремонтом маслобака и 
маслопроводов, фильтров, маслоохладителей и маслонасосов, "генераторщики" ремонтируют генератор и возбудитель. 



Ремонт энергетического оборудования представляет собой целый комплекс параллельных и пересекающихся работ, 
поэтому при его ремонте все подразделения, звенья, группы, бригады взаимодействуют между собой. Для четкого выпол-
нения комплекса операций, организации взаимодействия отдельных ремонтных подразделений, определения сроков финан-
сирования и поставки запчастей перед началом ремонта разрабатывается график его выполнения. 
Обычно разрабатывает-
ся сетевая модель графика ремонта оборудования (рис. 1.3). Эта модель определяет последовательность проведения работ и 
возможные  сроки  начала  и  окончания  основных  операций  ремонта.  Для  удобного  использования  в  ремонте  сетевая  модель 
выполняется в масштабе суток (принципы построения сетевых моделей представлены в разд. 1.5). 
Собственный  ремонтный  персонал  электростанций  выполняет  техническое  обслуживание  оборудования,  часть  объе-
мов  ремонтных  работ  при  плановых  ремонтах,  аварийно-восстановительные  работы;  специализированные  ремонтные 
предприятия,  как  правило,  привлекаются  для  выполнения  капитальных  и  средних  ремонтов  оборудования,  а  также  его 
модернизации.
 
В  России  создано  более 30 ЭРП,  крупнейшие  из  которых  "Ленэнергоремонт", "Мос-энергоремонт", "Ростовэнергоре-
монт", "Сибэнергоремонт", "Уралэнергоремонт"  и  другие.  Организационная  структура  энергоремонтного  предприятия 
(на примере структуры "Уралэнергоремонта" рис. 1.4) состоит из управления и цехов, наименование цехов указывает на 
вид их деятельности. 


 
Рис. 1.2. Примерная схема организации ЦЦР 
 
Например, котельный цех занимается ремонтом котлов, электротехнический цех производит ремонт трансформаторов 
и  аккумуляторных  батарей,  цех  регулирования  и  автоматики — ремонт  САРТ  паровых  турбин  и  систем  автоматики 
паровых  котлов,  генераторный  цех  занимается  ремонтом  электрогенераторов  и  двигателей,  турбинный  цех  ремонтом 
проточной части турбин. Современное ЭРП, как правило, имеет собственную производственную базу, оснащенную ме-
ханическим оборудованием, грузоподъемными кранами, транспортными средствами. 
Цех по ремонту турбин обычно занимает второе место в ЭРП по численности персонала после котельного цеха; он так-
же состоит из группы управления и производственных участков. В группе управления цехом — начальник и два его замести-
теля, один из которых занимается организацией ремонтов, а другой — подготовкой к ремонтам. Цех по ремонту турбин (тур-
бинный цех) имеет ряд производственных участков. Обычно эти участки базируются на ТЭС в пределах своего региона об-
служивания. Участок цеха по ремонту турбин на ТЭС, как правило, состоит из руководителя работ, группы подчиненных ему 
мастеров и старших мастеров, а также бригады рабочих (слесарей, сварщиков, токарей). Когда на ТЭС начинается капиталь-
ный ремонт турбины, руководитель цеха по ремонту турбин направляет туда группу специалистов для выполнения ремонт-
ных работ, которые должны действовать совместно с персоналом имеющегося на ТЭС участка. В этом случае, как правило, 
руководителем ремонта назначается специалист из состава разъездных ИТР. 
Когда  капитальный ремонт оборудования  выполняется  на  ТЭС,  где отсутствует  производственный участок ЭРП, туда 
направляется разъездной (линейный) персонал цеха с руководящим специалистом. Если разъездного персонала недостаточно 
для выполнения конкретного объема ремонта, к нему привлекаются работники других постоянных производственных участ-
ков, базирующихся на других ТЭС (как правило, из своего региона). 
Руководство ТЭС и ЭРП согласуют все вопросы ремонта, в том числе и назначение руководителя ремонта оборудования 
(обычно он назначается из состава специалистов генподрядной (генеральной) организации, т. е. ЭРП). 
Как  правило,  руководителем  ремонта  назначается  опытный  специалист  в  должности  старшего  мастера  или  ведущего 
инженера. Руководителями по операциям ремонта также назначаются только опытные специалисты в должности не ниже 
мастера. Если в ремонте участвуют молодые специалисты, то они распоряжением начальника цеха назначаются помощни-
ками к специалистам-наставникам, т. е. мастерам и старшим мастерам, руководящим ключевыми операциями ремонта. 
В капитальном ремонте оборудования участвует, как правило, собственный персонал ТЭС и несколько подрядных ор-
ганизаций, поэтому от ТЭС назначается руководитель ремонта, который решает вопросы взаимодействия всех подрядчиков; 
под его же руководством проходят ежедневные текущие совещания, а раз в неделю проводятся совещания у главного инжене-
ра ТЭС (лица, несущего персональную ответственность за состояние оборудования в соответствии с действующими РД). Ес-
ли в ремонте происходят сбои, которые приводят к нарушению нормального хода работ, в совещаниях принимают участие 
начальники цехов и главные инженеры подрядных организаций. 

1.4. ПОДГОТОВКА К РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ 
На ТЭС подготовкой к ремонтам занимаются специалисты отдела подготовки и проведения ремонтов (ОППР) и цеха 
централизованного ремонта. В их задачи входит: планирование ремонтов, сбор и анализ информации о новых разработках 
мероприятий по повышению надежности и экономичности оборудования, своевременное распределение заказов на запчасти 
и материалы, организация доставки и хранения запчастей и материалов, подготовка документации для ремонта, обеспечение 
обучения и переподготовки специалистов, проведение инспекций по оценке работы оборудования и обеспечению техники 
безопасности при проведении ремонта. 
ЦЦР в межремонтные периоды занимается текущим обслуживанием оборудования, подготовкой своих специали-
стов,  пополнением  своих  ресурсов  материалами  и  инструментом,  выполняет  ремонт  станков,  грузоподъемных  меха-
низмов и другого ремонтного оборудования. 
График  ремонтов  оборудования  согласовывается  с  вышестоящими  организациями  (управлением  энергосисте-
мой, диспетчерским управлением). 
Одной из важнейших задач подготовки к ремонтам оборудования ТЭС является составление и выполнение ком-
плексного плана-графика подготовки ремонтов. Комплексный план-график подготовки к ремонтам должен разраба-
тываться на период не менее 5 лет. Комплексный план обычно включает в себя следующие разделы: разработку кон-
структорской документации, изготовление и приобретение средств ремонта, обучение специалистов, объемы строитель-
ства, ремонт оснастки, ремонт станочного парка, ремонт транспортных средств, социальные и бытовые вопросы. 
Долговременный комплексный план подготовки к ремонтам является документом, определяющим основное на-
правление  деятельности  ремонтных  подразделений  ТЭС  по  совершенствованию  ремонтного  обслуживания  и  подго-
товке к ремонтам. При подготовке плана определяется наличие на ТЭС средств, необходимых для выполнения ремон-
тов, а также потребность в приобретении инструментов, технологий, материалов и другое. 
Следует различать средства ремонта и ресурсы ремонта. 
Средства ремонта — это совокупность изделий, приспособлений и различной техники, а также различных ма-
териалов, с помощью которых выполняется ремонт; к ним относятся: 
—  стандартный  инструмент,  изготавливаемый  машиностроительными  предприятиями  или  фирмами  и  поку-
паемый  ремонтными  предприятиями  в  объеме  годовой  потребности  (ключи,  сверла,  фрезы,  молотки,  кувалды  и  т. 
п.); 
—  стандартный  пневмо-  и  электроинструмент,  изготавливаемый  заводами  типа  "Пневмостроймаш"  и  "Элек-
тромаш"; 
—  стандартные металлообрабатывающие станки, изготавливаемые машиностроительными заводами России и 
зарубежных стран; 
—  приспособления, изготавливаемые машиностроительными заводами по договорам с ремонтными предпри-
ятиями; 
—  приспособления, спроектированные и изготовленные собственно ремонтными предприятиями по договорам 
между собой; 
—  приспособления, изготовленные заводами и поставляемые на объекты монтажа вместе с основным оборудо-
ванием. 
Для  ориентации  в  средствах  ремонта  ремонтные  подразделения  должны  иметь  перечни  оснастки,  которые  по-
стоянно корректируются и обновляются. Эти перечни чрезвычайно велики; они состоят из ряда разделов: станки, ме-
таллорежущий  инструмент,  измерительный  инструмент,  ручные  пневмомашины,  ручные  электромашины,  инструмент 
слесарный,  приспособления  общие,  приспособления  технологические,  оснастка  организационная,  такелаж,  сварочная 
техника, транспортные средства, средства защиты. 
Под ресурсами ремонта следует понимать совокупность средств, определяющих, "как делать ремонт"; к ним отно-
сятся информация: 
—  о конструктивных особенностях оборудования; 
—  технологии ремонта; 
—  конструкции и технических возможностях ремонтной оснастки; 
—  в порядке разработки и оформления финансовых и технических документов; 
—  правилах организации ремонта на ТЭС и правилах внутреннего распорядка заказчика; 
—  правилах техники безопасности; 
—  правилах оформления табелей рабочего времени и документов на списание изделий и материалов; 
—  особенностях работы с ремонтным персоналом при подготовке и проведении ремонтной компании. 
В процессе подготовки к ремонту стандартный и технологический инструмент должен быть скомплектован и отреви-
зирован, все ремонтные подразделения укомплектованы и в них назначены руководители, отработана система взаимосвязи 
руководителей  работ  с  руководством  заказчика;  весь  ремонтный  персонал  должен  иметь  действующие  (не  просроченные) 
удостоверения на допуск к работам согласно Правилам техники безопасности. 
 




 
 




1.5. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ПРОИЗВОДСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ 
При проведении ремонта оборудования ТЭС характерны следующие основные особенности: 
1.  Динамичность производства ремонтных работ, проявляющаяся в необходимости высокого их темпа, привлечения 
значительного количества ремонтного персонала на широком фронте параллельно ведущихся работ, непрерывного поступ-
ления информации о вновь выявленных дефектах оборудования и изменении объемов (ремонтным работам присущ вероят-
ностный характер планируемого объема работ и строгая определенность сроков выполнения всего комплекса работ). 
2.  Многочисленность технологических связей и зависимостей между различными работами по ремонту отдельных аг-
регатов в пределах ремонтируемого оборудования, а также между узлами каждого агрегата. 
3.  Нестандартность  многих  ремонтных  процессов  (каждый  ремонт  отличается  от  предыдущего  своими  объемами  и 
условиями производства работ). 
4.  Различные ограничения в материальных и людских ресурсах. В период производства работ достаточно часто при-
ходится отвлекать персонал и материальные ресурсы для неотложных нужд действующего производства. 
5.  Жесткие сроки выполнения ремонтных работ. 
Все  перечисленные особенности ремонта энергетического оборудования приводят  к  необходимости  рационального 
планирования и управления ходом ремонтных работ, обеспечивающими выполнение основной задачи [35]. 
Моделирование процессов капитального ремонта позволяет имитировать процесс ремонта оборудования, получать и 
анализировать соответствующие показатели и на этой основе принимать решения, направленные на оптимизацию объемов и 
сроков производства работ. 
Линейная модель — это последовательный (и параллельный, если работы независимы) набор всех работ, который по-
зволяет подсчетом по горизонтали определить продолжительность всего комплекса работ, а подсчетом по вертикали — ка-
лендарную  потребность  в  персонале, оборудовании  и  материалах. Получаемый  в  целом  линейный  график  (рис. 1.5) пред-
ставляет собой графическую модель решаемой задачи и относится к группе аналоговых моделей. Метод линейного модели-
рования применяется при ремонте сравнительно несложного оборудования или при производстве небольших объемов работ 
(например, текущих ремонтов) на сложном оборудовании. 
Линейные модели не способны отразить основные свойства моделируемой ремонтной системы, так как в них от-
сутствуют связи, определяющие зависимости одной работы от другой. В случае любого изменения ситуации в ходе произ-
водства работ линейная модель перестает отображать реальный ход событий и в нее невозможно внести существенные 
изменения. В этом случае линейную модель необходимо строить заново. Линейные модели не могут быть использованы в 
качестве инструмента управления при производстве сложных комплексов работ. 

Рис. 1.5. Пример линейного графика 
Сетевая модель — это особый вид операционной модели, обеспечивающей с любой необходимой точностью детализа-
ции  отображение  состава  и  взаимосвязи  всего  комплекса  работ  во  времени.  Сетевая  модель  поддается  математическому 
анализу, позволяет определять реальный календарный план, решать задачи рационального использования ресурсов, оцени-
вать эффективность решений руководителей еще до того, как они будут переданы для исполнения, оценивать фактическое 
состояние комплекса работ, прогнозировать будущее состояние, своевременно обнаруживать "узкие места" [36]. 



Составными частями  сетевой модели  являются  сетевой  график,  представляющий  собой  графическое отображение 
технологического процесса ремонта, и информация о ходе ремонтных работ. 
Основными элементами сетевого графика являются работы (отрезки) и события (кружки). 
Различаются три вида работ: 
—  действительная работа — работа, требующая затрат времени и ресурсов (трудовых, материальных, энергетических 
и других); 
—  ожидание — процесс, требующий затрат только времени; 
—  фиктивная работа — зависимость, не требующая затрат времени и ресурсов; фиктивная работа используется для 
изображения объективно существующих технологических зависимостей между работами. 
Работа и ожидание в сетевом графике отображаются сплошной стрелкой. 
Фиктивная работа отображается пунктирной стрелкой. 
Событие в сетевой модели является результатом выполнения конкретной работы. Например, если рассматривать в ка-
честве работы "устройство лесов", то результатом этой работы будет событие "устройство лесов закончено". Событие мо-
жет быть простым или сложным, в зависимости от результатов выполнения одной, двух или большего количества входя-
щих работ, а также может не только отражать факты завершения входящих в него работ, но и обусловливать возможность 
начала одной или нескольких выходящих из него работ. 
Событие, в отличие от работы, не имеет продолжительности, его характеристикой является время совершения. 
По месту нахождения и роли в сетевой модели события подразделяются на следующие: 
—  исходное событие, совершение которого означает возможность начала выполнения комплекса работ; оно не имеет 
ни одной входящей работы; 
—  завершающее  событие,  совершение  которого  означает  окончание  выполнения  комплекса  работ;  оно  не  имеет  ни 
одной выходящей работы; 
—  промежуточное событие, совершение которого означает окончание всех входящих в него работ и возможность на-
чала выполнения всех выходящих работ. 
События по отношению к выходящим из них работам называются начальными, а по отношению к входящим работам 
— конечными. 
Сетевые модели, имеющие одно завершающее событие, называются одноцелевыми. 
Основным признаком комплекса ремонтных работ является наличие системы выполнения работ. В связи с этим сущест-
вует понятие предшествования и непосредственного предшествования. Если работы не связаны между собой условием 
предшествования, то они являются независимыми (параллельными), поэтому при изображении ремонтного процесса в се-
тевых моделях последовательно (в цепочке) могут изображаться только работы, связанные между собой условием пред-
шествования.
 
Первичной информацией о ремонтных работах сетевой модели является объем работы, выраженный в натуральных еди-
ницах. По объему работ на основании норм может быть определена трудоемкость работы в человеко-часах (чел-ч), а зная 
оптимальный состав звена, можно определить продолжительность выполнения работы. 
Основные правила построения сетевого графика 
В графике должна быть четко отображена технологическая последовательность выполнения работ. 
Примеры отображения такой последовательности приведены ниже. 
Пример 1. После "останова и расхолаживания турбины" можно начать "разборку изоляции" цилиндров — эта зависи-
мость изображается так: 
Пример 2. После окончания работ "укладка РВД в цилиндр" и "укладка РСД в цилиндр" можно начать работу "центров-
ка роторов" — эта зависимость изображена ниже: 
 
Пример 3. Для начала работы "вскрытие крышки ЦВД" необходимо закончить работы "разборка крепежа горизонталь-
ного разъема ЦВД" и "разборка муфты РВД—РСД", а для "проверки центровки РВД—РСД" достаточно окончания работы 
"разборка муфты РВД— РСД" — эта зависимость изображена ниже: 






 
В сетевых графиках ремонта энергооборудования не должно быть циклов, так как циклы свидетельствуют об иска-
жении взаимосвязи между работами, поскольку каждая из этих работ оказывается предшествующей самой себе. Пример та-
кого цикла приведен ниже: 
 
В сетевых графиках не должно быть ошибок типа: 
• тупики первого рода — наличие событий, не являющихся исходными и не имеющих входящих работ: 
 
• тупики второго рода — наличие событий, не являющихся завершающими и не имеющих выходящих работ: 
 
Все события сетевого графика должны быть пронумерованы. К нумерации событий предъявляются следующие тре-
бования: 
—  нумерация должна производиться последовательно, числами натурального ряда, начиная с единицы; 
—  номер конечного события каждой работы должен быть больше номера начального события; выполнение этого тре-
бования достигается тем, что событию присваивается номер только после того, как будут пронумерованы начальные собы-
тия всех входящих в него работ; 
—  нумерация должна производиться по цепочкам слева направо, в пределах графика сверху вниз; шифр работы графика 
определен номером начального и конечного событий. 
В сетевом графике каждое событие может быть изображено только 1 раз. 
Каждый из номеров может быть присвоен только одному конкретному собы-
тию. Аналогично, каждая работа в сетевом графике может быть изображена 
только 1 раз, а каждый шифр может быть присвоен только одной работе. Ес-
ли по технологическим причинам две или несколько работ имеют общие на-
чальное  и  конечное  события,  то,  чтобы  исключить  одинаковое  обозначение 
работ, вводится дополнительное событие и фиктивная работа: 
Построение сетевых моделей ремонта это достаточно трудоемкая задача, 
поэтому в последние годы выполнен ряд работ по созданию компьютерных программ, предназначенных для построения се-
тевых графиков [37]. 

1.6. ОСНОВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ПРОЦЕССЕ ПОДГОТОВКИ И ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА 
ОБОРУДОВАНИЯ 
При подготовке и проведении ремонта энергетического оборудования используется большое количество различных до-
кументов,  в  том  числе:  распорядительные,  финансовые,  хозяйственные,  конструкторские,  технологические,  ремонтные, 
документы по технике безопасности и другие.
 
Перед началом ремонта необходимо подготовить соответствующие распорядительные и финансовые документы: прика-
зы, договора, акты о готовности оборудования к ремонту, ведомость дефектов оборудования, ведомость объема работ, сметы 
на производство работ, акты освидетельствования грузоподъемных механизмов. 
В том случае если для выполнения ремонта привлекается подрядная организация, то она подготавливает договор на вы-
полнение  ремонта  и  смету  стоимости  ремонтных  работ.  В  составленном  договоре  определяется  статус  подрядчика,  стои-
мость  ремонтных  работ,  обязанности  сторон  относительно  порядка  содержания  командированного  персонала  и  порядка 
взаимных расчетов [38]. В составленной смете перечисляются все работы, связанные с ремонтом, их наименования, количе-
ство, цены, указываются все коэффициенты и дополнения, связанные с курсом цен на период заключения договора о ремон-
те. Для оценки стоимости работ, как правило, применяются прейскуранты и справочники, нормативы времени, ведомости 
объема работ, тарифные справочники. На отдельные виды работ составляется специальная калькуляция; в случае определе-
ния стоимости работ по калькуляции применяются справочники норм времени на данные виды работ. 
После подписания заказчиком и исполнителем договора и сметы вступают в силу все последующие документы, опреде-
ляющие финансовое обеспечение ремонта, в том числе (укрупненно): 
—  ведомости на приобретение инструмента; 
—  ведомости на приобретение материалов и запчастей; 
—  ведомости на выдачу спецодежды, мыла, рукавиц; 
—  ведомости на выдачу командировочного содержания (суточные, оплата гостиницы, оплата транспорта и т. п.); 
—  путевые листы на перевозку средств ремонта; 
—  доверенности на материальные ценности; 
—  платежные требования. 
На ТЭС и в ЭРП имеются архивы, в которых хранятся документы, необходимые для организации (подготовки) и прове-
дения ремонта. 
Технические условия на ремонт — нормативно-технический документ, содержащий технические требования, показа-
тели и нормы, которым должно удовлетворять конкретное изделие после капитального ремонта [39]. 
Руководство по капитальному ремонту — нормативно-технический документ, содержащий указания по организации 
и  технологии  ремонта,  технические  требования,  показатели  и  нормы,  которым  должно  удовлетворять  конкретное  изделие 
после капитального ремонта [39]. 
Чертежи ремонтные — чертежи, предназначенные для ремонта деталей, сборочных единиц, сборки и контроля отре-
монтированного изделия, изготовления дополнительных деталей и деталей с ремонтными размерами [39]. 
Карта  измерений  —  технологический  документ  контроля,  предназначенный  для  регистрации  результатов  измерения 
контролируемых  параметров  с  указанием  подписей  исполнителя  операции,  руководителя  работ  и  контролирующего  лица 
[39]. 
Кроме того, в архиве хранятся чертежи оборудования, комплект документов на технологический процесс ремонта обо-
рудования, технологические инструкции на отдельные специальные операции ремонта. 
На ТЭС в архиве также должна храниться документация о ранее выполненных ремонтах оборудования. Эти документы 
комплектуются по станционным номерам оборудования; они хранятся в отделе подготовки ремонтов, частично у начальника 
турбинного цеха, а также у руководителя ЦЦР. Комплектование и хранение этих документов позволяет постоянно накапли-
вать информацию о ремонтах, которая служит как бы "историей болезни" оборудования. 
Перед началом ремонта оборудования в цехе ЭРП разрабатывается список работников и лиц, ответственных за произ-
водство  работ;  издается  и  утверждается  приказ  о  назначении  руководителя  ремонта  и  список  работников  с  указанием  их 
должностей и квалификации. 
Назначенный  руководитель  ремонта  составляет  список  необходимых  для  работы  документов.  В  нем  обязательно  при-
сутствуют: бланки финансовые (сметы, акты формы № 2, дополнительные соглашения, табели рабочего времени), бланки 
учета рабочего времени, бланки линейных графиков, амбарные книги для ведения журналов (технического и сменных зада-
ний), списки лиц, ответственных по нарядам-допускам, и формы на списание материалов и инструмента. 
В ходе ремонта необходимо документально отразить состояние основного оборудования и его частей, оформить прото-
колы о контроле металла оборудования и запасных частей, пересмотреть график ремонта в случае необходимости уточнения 
состояния оборудования, оформить технические решения о ремонте с устранением дефектов оборудования нестандартными 
способами. 
Руководитель ремонта в процессе его проведения проводит разработку и оформление следующих основных документов: 
—  акт на выявленные дефекты при осмотре элементов оборудования во время разборки (вторая оценка состояния обо-
рудования); 
—  акт на обоснование изменения директивного срока ремонта в зависимости от выявленных дефектов; 
—  протоколы совещаний по важнейшим проблемам ремонта, например: перелопачивание ступеней, перемонтаж опор, 
замена ротора и тому подобное; 
—  уточненный график работ в связи с изменением объема работ; 
—  финансовые документы: дополнительное соглашение к договору и дополнительная смета, текущие акты приемки вы-
полненных работ; 
—  заявки на новые запасные части и узлы для заказчика: рабочие лопатки, диски, обоймы, диафрагмы и тому подобное; 
—  акты поузловой приемки оборудования из ремонта; 
—  технические решения на нетиповые работы с применением нестандартной технологии; 

—  официальные письма, сообщения, факсы, телетайпограммы и тому подобное. 
 
Кроме того, руководитель организует ведение журналов: выдачи заданий, технических записей, инструктажа по тех-
нике безопасности на рабочем месте, наличия инструмента, приспособлений и материалов, табеля рабочего времени, ве-
домостей на выдачу рукавиц, салфеток и других. 
По окончании ремонта также под руководством специалистов ЭРП и ТЭС разрабатываются и оформляются: 
—  акты приемки из ремонта основных узлов оборудования; 
—  протоколы закрытия цилиндров; 
—  протокол на сдачу маслобака на чистоту; 
—  формуляры на сборку оборудования; 
—  протоколы на плотность вакуумной системы; 
—  протоколы гидравлических испытаний; 
—  акт опрессовки генератора и его уплотнений; 
—  ведомость основных параметров и технического состояния; 
—  акт на балансировку валопровода турбоагрегата; 
—  линейные графики окончания работ; 
—  сборник формуляров и отчетных документов; 
—  акты на списание запчастей и материалов, использованных для ремонта. 
После окончания ремонта закрываются все наряды-допуски на производство работ. Все использованные при ремонте за-
пасные  части  списываются  по  актам  на  списание.  Все  финансовые  документы  подписываются  и  направляются  соответст-
вующим службам ТЭС и ЭРП. 
1.7. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ МЕТАЛЛА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТАХ ТУРБИН 
В процессе ремонта турбоагрегатов осуществляется большой объем работ по контролю металла, при этом используется 
совокупность  различных  физических  методов  неразрушающего  контроля.  При  их  применении  в  проверяемом  изделии  не 
создается каких-либо остаточных изменений. Этими методами обнаруживаются трещины, внутренние раковины, зоны рых-
лости, непровары в сварных швах и тому подобные нарушения сплошности и однородности материалов. Наиболее распро-
странены следующие методы: визуальный контроль, ультразвуковая дефектоскопия, магнитно-порошковая дефектоскопия, 
контроль методом вихревых токов [40...43]. 
Метод магнитно-порошковой дефектоскопии основан на том, что частицы ферромагнитного вещества, помещенные 
на намагниченную поверхность, скапливаются в зоне неоднородности среды. 
При  проведении  дефектоскопии  поверхность  намагниченного  изделия  посыпают  сухим  ферромагнитным  порошком 
(мелкими опилками чугуна или стали) либо поливают жидкостью, в которой тонкий ферромагнитный порошок находится во 
взвешенном состоянии ("магнитной суспензией"); при этом в тех местах, где трещины доходят до поверхности изделия (хо-
тя и невидимы вследствие их малого раскрытия) или подходят достаточно близко к ней, порошок скапливается особенно 
интенсивно, образуя легко заметные валики, соответствующие форме трещины. 
Применительно к деталям из ферромагнитных материалов метод отличается большой чувствительностью и позволяет 
выявлять различные дефекты на поверхности детали. 
Метод ультразвуковой дефектоскопии основан на способности энергии ультразвуковых колебаний распространяться 
с малыми потерями в однородной упругой среде и отражаться от нарушений сплошности в этой среде. 
Существует два основных метода ультразвукового контроля — метод сквозного прозвучивания и метод отражения. При 
проведении дефектоскопии ультразвуковой луч вводится в образец и индикатор измеряет интенсивность колебаний, про-
шедших через образец или отраженных от неоднородностей, расположенных внутри образца. Дефект определяется либо по 
уменьшению прошедшей через образец энергии, либо по энергии отраженной от дефекта. 
К преимуществам ультразвукового контроля относятся: 
—  высокая чувствительность, позволяющая обнаруживать мелкие дефекты; 
—  большая проникающая способность, позволяющая контролировать крупногабаритные изделия; 
—  возможность определения координат и размеров дефекта. 
Возможности ультразвукового контроля могут быть ограничены неблагоприятной геометрией изделия (его размерами и 
формой), неблагоприятной ориентацией дефекта, а также неблагоприятной внутренней структурой (размерами зерна, порис-
тостью, включениями и мелкодисперсными выделениями). 
Метод контроля вихревыми токами (вихретоковый метод) основан на том, что в испытуемом образце, помещенном 
в переменное магнитное поле, индуктируются вихревые токи. 
При  проведении  контроля  металла  переменное  магнитное  поле  создается  с  помощью  электромагнитных  катушек  раз-
личной формы (в виде щупа, в виде вилки и другие). В отсутствие испытуемого объекта пустая испытательная катушка име-
ет характерное полное сопротивление. Если испытуемый объект поместить в электромагнитное поле катушки, то оно изме-
нится под действием поля вихревых токов. При наличии неоднородностей в материале образца это отразится на изменении 
магнитного поля катушки. Этим методом можно определить наличие трещин, их глубину и размеры. 
При ремонте турбин кроме описанных выше методов, в ряде случаев применяются также рентгеновская дефектоскопия, 
люминесцентная дефектоскопия и другие методы. 
1.8. ИНСТРУМЕНТ, ПРИМЕНЯЕМЫЙ ПРИ РЕМОНТНЫХ РАБОТАХ 
Для  выполнения  ремонта  оборудования  используется  большое  количество  слесарно-механического  и  измерительного 

инструмента, а также специальных приспособлений. Наличие и качество необходимого инструмента определяет производи-
тельность труда при ремонте. Недостаток инструмента вызывает частые простои в работе. 
Набор слесарно-механических и универсальных инструментов, который необходим при ремонте турбин, включает в се-
бя: 
режущий  инструмент  —  резцы,  сверла,  метчики,  плашки,  развертки,  раззенковки,  напильники,  шаберы  трехгранные, 
полукруглые и плоские, ножовки и так далее.; 
ударно-режущий — зубила, крейцмессели, кернеры и прочие; 
абразивный — точильные круги, шкурки; 
монтажный — отвертки, гаечные ключи, ключи торцевые, накидные и раздвижные, воротки, кусачки, плоскогубцы, ку-
валды стальные, свинцовые и медные, молотки слесарные, молотки свинцовые, медные выколотки, бородки, чертилки, щет-
ки стальные, слесарные тиски, струбцины. 
При ремонте турбины выполняются работы, требующие производства измерений с высокой точностью (до 0,01 мм). Та-
кая точность необходима при определении степени износа деталей, при измерении радиальных и торцовых зазоров по цен-
тровочным приспособлениям, проверке зазоров в шпоночных соединениях, а также при сборке турбины и ее узлов. 
Для измерения линейных размеров или зазоров применяются пластинчатые и клиновые щупы, резьбомеры, шаблоны, ка-
либры, проверочные призмы, штангельциркули, микрометры. Микрометры применяют также для измерения наружных раз-
меров деталей. 
Для измерения внутренних размеров деталей или расстояний между плоскостями, точного измерения диаметров расто-
чек в цилиндрах турбины, а также для определения размеров шпоночных пазов пользуются микрометрическим нутромером. 
При  проверке  плоскостности  поверхностей  используются  плиты  поверочные  разных  размеров,  например 300x300 и 
500x500. 
Для измерения уклонов при установке фундаментных рам, выверке цилиндров и корпусов подшипников в продольном и 
поперечном направлениях, а также для измерения уклонов на шейках роторов пользуются уровнем типа "Геологоразведка" 
или электронными уровнями. 
Для измерения высотных отметок деталей применяют гидростатический уровень с микрометрическими головками. 
Для измерения величин нагрузок на опоры корпусов подшипников и цилиндров турбины используют динамометры. 
Для измерения биений вала, упорного диска, торцовой и радиальной поверхностей муфт применяются индикаторы часо-
вого типа. Кроме того, ими удобно измерять линейные перемещения деталей: разбег ротора в упорном подшипнике, ход зо-
лотников регулирования и так далее. 
Для  механизации  производства  трудоемких  работ  применяется  универсальный  и  специализированный  инструмент  с 
пневмо- и электроприводами: 
•  пневматические гайковерты для разбалчивания и сбалчивания цилиндров, крышек подшипников; 
•  приспособления с электроприводом для вращения роторов на малых оборотах, используемые при шлифовании шеек 
ротора, проточке бандажей лопаток после перелопачивания, проточке гребней лабиринтовых уплотнений и так далее; 
•  электрошлифовальные машинки для резки бандажной проволоки при переоблопачивании и высверливания лопаточ-
ных заклепок в дисках; 
•  механические развертки с электроприводом и специальные самозатягивающиеся раз вертки для развертывания отвер-
стий под заклепки лопаток; 
•  переносные радиально-сверлильные станки для сверления и ройберования отверстий; 
•  ручные переносные шлифовальные машинки с гибкими валиками привода стальных шарошек или абразивных кругов 
для опиловки плоскостных поверхностей; 
•  пневмошлифовальные машины, электрошаберы и ручные шаберы со съемными пластинками для шабровки горизон-
тальных разъемов цилиндров, шлифовки дисков и диафрагм. 
Кроме этого используются различные такелажные средства: тросы, стропы, канаты, рымы, восьмерки, тали, домкраты, 
приспособления для подъема роторов и цилиндров. 
Для проведения ряда работ при ремонте используются электросварочный аппарат и газо-режущий агрегат. 
Для разогрева деталей при выполнении операции их насадки и снятия используются огнеметы. 
При выполнении работ используются орудия производства и технологическая оснастка. Совокупность орудий произ-
водства, необходимых для осуществления технологического процесса, называется средствами технологического оснаще-
ния 
[39]. 
Технологическая оснастка — средства технологического оснащения, дополняющие технологическое оборудование для 
выполнения определенной части технологического процесса [39]. Примером технологической оснастки являются: режущий 
инструмент, приспособления, калибры и другое. 

1.9. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ 
1. Какова цель организации системы технического обслуживания и ремонта оборудования ТЭС? 
2. Что такое система ППР? 
3. Дайте определение терминам "техническое обслуживание" и "ремонт". 
4. Перечислите  основные  показатели  эксплуатационного  контроля  за  технико-экономическим  состоянием  проточной 
части турбины. 
5. Что такое экспресс-испытания? Как они проводятся? 
6. Дайте определение терминам "ремонтный цикл" и "структура ремонтного цикла". 
7. В чем состоит принципиальная разница между неплановым и плановым ремонтами турбины? 
8. Назовите основные отличия в видах ремонта между капитальным, средним и текущим. 
9. Чем и как определяются объем и продолжительность ремонтов? 
10. Какие методы ремонта вы знаете? 
11. Кто является руководителями и ответственными лицами при ремонте турбин на ТЭС? 
12. Кто на ТЭС занимается подготовкой к ремонтам? 
13. Какова цель моделирования процесса ремонта? Что такое линейная модель процесса ремонта? 
14. Что такое сетевая модель? Поясните термин "сетевой график как составная часть сетевой модели". 
15. Перечислите основные элементы и основные правила построения сетевого графика ремонта. 
16. Перечислите основные документы, которые должны быть оформлены до начала ремонта. 
17. Какие документы и кем оформляются по окончании ремонта? 
18. Перечень и классификация инструмента, применяемого при ремонте турбин. Что такое технологическая оснастка? 

Глава 2 АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ТУРБИН 
2.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 
Надежность — это свойство объекта сохранять во времени и установленных пределах значения всех параметров, ха-
рактеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического об-
служивания, хранения и транспортирования [44]. 
Надежность является сложным свойством, которое в зависимости от назначения изделия и условий его работы состоит 
из сочетаний различных составляющих. Например, надежность некоторых неремонтируемых элементов сводится в основ-
ном к их безотказности и долговечности, а для ремонтируемых особенно важной может оказаться их ремонтопригодность. 
Для оборудования электростанций термин надежность включает в себя комплекс таких понятий, как безотказность, ре-
монтопригодность, долговечность, зависящих от его качества, живучести и безопасности [1]. Рассмотрим подробнее состав-
ляющие надежности. 
Качество — совокупность свойств, определяющих степень пригодности технического устройства для использования по 
назначению [45]. Качество устройства часто зависит также от способа его использования. Например, использование в пере-
менных режимах с частыми пусками и остановами паротурбинных энергоблоков, спроектированных для несения базисных 
нагрузок, оказывает существенное влияние на его состояние, надежность и живучесть. 
Живучесть — это свойство технического устройства противостоять крупным возмущениям, исключающее процесс раз-
вития аварий и поломку оборудования [45]. 
Безопасность — это свойство технического устройства, которое предполагает исключение возможности возникновения 
ситуаций, опасных для людей и окружающей среды [45]. 
Безотказность — свойство объекта непрерывно сохранять свое работоспособное состояние в течение некоторого вре-
мени или наработки [44]. 
Ремонтопригодность — свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению ра-
ботоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонтов [44]. 
Долговечность — свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при 
установленной системе технического обслуживания и ремонта [44]. 
Надежность функционирования энергетического оборудования определяется большим числом различных по своей при-
роде факторов: конструкцией, качеством использованных материалов, технологией изготовления, качеством монтажа, усло-
виями обслуживания и эксплуатации, качеством используемого топлива и так далее. 
В процессе эксплуатации оборудования имеют место случаи, когда происходит частичная или полная потеря его функ-
циональных  свойств.  Событие,  заключающееся  в  нарушении  работоспособности,  называется  отказом  [44].  Отказ  может 
быть полным или частичным. Полным отказом принято считать полную потерю работоспособности, частичным отказом 
— снижение работоспособности. 
Отказы могут быть внезапные или постепенные. 
Внезапный отказ — отказ, характеризующийся скачкообразным изменением значений одного или нескольких парамет-
ров объекта [44]. Внезапные отказы являются следствием поломок. 
Постепенный отказ — отказ, возникающий в результате постепенного изменения значений одного или нескольких па-
раметров объекта [44]. Постепенные отказы происходят из-за износа деталей, загрязнения поверхностей нагрева, уменьше-
ния проходного сечения из-за отложений и так далее. 
Неисправность  —  состояние  изделия,  при  котором оно  не  соответствует  хотя  бы  одному  из требований  нормативно-
технической и (или) конструкторской (проектной) документации [44]. Различают неисправности, не приводящие к отказам, 
и неисправности и их сочетания, приводящие к отказам. 
Теория надежности предназначена для выбора оптимальных технических решений, связанных с необходимостью сохранения 
основных  технических  характеристик  оборудования  и  его  элементов  в  течение  требуемого  промежутка  времени  в  опреде-
ленных условиях эксплуатации и исключения отказов. 
Для  количественной  оценки  надежности  оборудования  в  энергетике  используется  ряд  следующих  комплексных 
показателей. 
Коэффициент технического использования — это отношение математического ожидания суммарного времени пребы-
вания объекта в работоспособном состоянии за некоторый период эксплуатации к математическому ожиданию суммарного 
времени пребывания объекта в работоспособном состоянии и простоев, обусловленных техническим обслуживанием и ре-
монтом за тот же период [44]. 
Т
Σ
+ Т
Σ
+ Т
Σ
К
Р
РЕЗ
З
=
%
100
Т.И
Т
Σ К
 
где ΣТР — суммарная наработка времени в рассматриваемом периоде; 
ΣТРЕЗ — суммарное время простоев в резерве; 
ΣТЗ — суммарное время зависимых простоев; 
ΣТК — суммарное календарное время эксплуатации в рассматриваемом периоде. 
Коэффициент готовности, характеризующий вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в 
произвольный  момент  времени,  кроме  планируемых  периодов,  в  течение  которых  применение  объекта  по  назначению  не 
предусматривается [44]: 
ΣТ
К
Р
=
%
100
Г
ΣТ + ΣТ
Р
В
 
где ΣТВ — суммарное время восстановления. 

Коэффициент плановых простоев, характеризующий отношение суммы интервалов времени простоев оборудования, 
обусловленных техническим обслуживанием, и нахождения оборудования в резерве к сумме интервалов времени пребыва-
ния объекта в работоспособном состоянии, простоев, обусловленных техническим обслуживанием, и ремонтов за тот же пе-
риод эксплуатации [45]: 
ΣТ
+ ΣТ
+ ΣТ
+ ΣТ
+ ΣТ
К
К.Р
СР.Р
ТЕК.Р
РЕЗ
ПР.ПЛ.Р
=
%
100 , 
ПЛ
ΣТК
где ΣТК.Р — суммарная продолжительность простоев в капитальных ремонтах; 
ΣТСР.Р — суммарная продолжительность простоев в средних ремонтах; 
ΣТТЕК.Р — суммарная продолжительность простоев в текущих ремонтах; 
ΣТПР.ПЛ.Р — суммарная продолжительность простоев в прочих плановых ремонтах. 
Коэффициент неплановых простоев, характеризующий отношение интервалов времени восстановления оборудования 
после отказов за некоторый период эксплуатации к сумме интервалов времени пребывания объекта в работоспособном со-
стоянии, простоев, обусловленных техническим обслуживанием, и ремонтов за тот же период эксплуатации [45]: 
ΣТ
К
В
=
100% . 
Н.П
ΣТК
Наработка на отказ — время работы оборудования от начала эксплуатации до первого отказа или между двумя сосед-
ними отказами [44]. При анализе надежности оборудования в качестве показателя обычно используют среднюю наработку 
на отказ, рассчитываемую по формуле, ч: 
ΣТ
СР
Р
Т
=

Н
ΣnОТК
где Σnотк — суммарное число отказов в рассматриваемом периоде. 
Параметр  потока  отказов — отношение  математического  ожидания  числа  отказов  восстанавливаемого  объекта  за 
достаточно малую его наработку к значению этой наработки [44]: 
ΣnОТК 3
ω =
10 , 
ΣТР
Среднее время восстановления — отношение интервалов времени восстановления оборудования после отказов за неко-
торый период эксплуатации к количеству отказов, произошедших за этот период [45], ч: 
Σ
СР
Т
Т
В
=
100 . 
В
n
Σ ОТК
Комплекс количественных показателей, рассмотренных выше, позволяет оценить и проанализировать надежность обо-
рудования и определить целесообразность проведения мероприятий, направленных на повышение надежности, в том числе 
целесообразность проведения ремонта оборудования. 
 
2.2. МЕТОДИКА СБОРА ИНФОРМАЦИИ ПО НАДЕЖНОСТИ В ЭНЕРГЕТИКЕ 
В результате снижения надежности оборудования, происходящего по разным причинам, возникают отличия функциональ-
ных характеристик оборудования от проектных значений. Крайним вариантом снижения надежности оборудования является 
возникновение неработоспособного состояния — отказ
До последнего времени в энергетике отказы было принято подразделять на технологические, функциональные и ава-
рии. В соответствии с [46] для турбин используются следующие критерии классификации. 
Повреждение проточной части турбины, разрушение цилиндров, прогиб роторов, пожар на маслосистеме, приведший к 
повреждению  строительных  конструкций  здания  и  вынужденному  останову  турбины  на  срок 25 суток  и  более,  являются 
аварией. 
Технологическим отказом является [46]: 
—  вынужденное  отключение  или  ограничение  работоспособности  оборудования,  повреждение  зданий  и  сооружений 
электростанции, источника теплоты и электрической подстанции, приведшие к нарушению технологии производства и пе-
редачи тепловой и электрической энергии потребителям, если они не содержат признаков аварии; 
—  неправильные действия защит и автоматики, а также ошибочные действия персонала, приведшие к обесточению по-
требителей или снижению качества отпускаемой электрической и тепловой энергии; 
—  вынужденное отключение оборудования или линий электропередачи из-за недопустимых отклонений параметров 
технического (технологического) состояния, если оно вызвало нарушение технологии энергопроизводства. 
Функциональным отказом является [46]: 
—  повреждение зданий, сооружений, оборудования, в том числе резервного и вспомогательного, линий электропереда-
чи, не повлиявшее на технологический процесс производства и передачи энергии; 
—  неправильные действия защит и автоматики, а также ошибочные действия персонала, если они не привели к обесто-
чиванию потребителей или снижению качества отпускаемой электрической и тепловой энергии; 
—  вынужденное отключение оборудования, линий электропередачи из-за недопустимых отклонений параметров техни-
ческого (технологического) состояния, если это не вызвало нарушения технологии энергопроизводства. 
Все случаи аварий и отказов оборудования электростанций регистрируются в актах расследования отказов1. Ниже (рис. 
2.1) представлена форма акта расследования отказа (технологического нарушения). В случае если отказ произошел одновре-
менно по нескольким узлам, то в акте заполняется соответствующее количество блоков сведений об отказавшем оборудова-
нии (блоки IV, V, VI аналогичны блоку III). Акты отказов составляют в соответствии с [46, 47]. 
______________ 
1При заполнении актов отказов в них заносится информация о режиме работы до возникновения отказа, обстоятельствах и причинах отказа, работе за-
щит и автоматики, сигнализации, отключении другого оборудования. Объем этой информации должен давать ясное представление о фактических условиях 
работы, которые могли оказать влияние на возникновение отказа, об их последствиях и процессе ликвидации. Кроме того, в акт заносятся сведения, полу-
ченные после разборки поврежденного оборудования (анализа разрушенных элементов), о поврежденных узлах и деталях и месте их расположения, а также 
указываются мероприятия, направленные на предотвращение подобных отказов в будущем. Информация заносится в текстовом и кодовом видах. 

АКТ 
РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ В РАБОТЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, СЕТИ ИЛИ 
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 
* * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * *  
I. АДРЕСНЫЙ БЛОК 
Предприятие 
Энергоустановка 
Номер акта 
Дата возникновения события 
Время 
Учетный признак 
Включается ли в форму 16-энерго — (0 — да, 1 — нет) 
Причины нарушения 
Экономический ущерб (тыс. руб.) 
II. ОПИСАТЕЛЬНЫЙ БЛОК 
Описание режима работы до возникновения нарушения 
Описание возникновения нарушения, его протекания 
Дата и время восстановления режима 
Описание характера повреждений элементов установки 
Причины возникновения и развития нарушения 
Недостатки эксплуатации 
Недостатки проекта, конструкции и изготовления оборудования 
Основные мероприятия по недопущению подобных нарушений 
Дата и время восстановления оборудования 
III. БЛОК СВЕДЕНИЙ ОБ ОТКАЗАВШЕМ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ 
Отказавшее оборудование 
Марка 
Изготовитель оборудования 
Год изготовления оборудования 
Материал 
Характер повреждения 
Причина повреждения 
Последствия нарушения 
Дата включения 
Станционный номер турбины 
котла 
Продолжительность отключения, ч 
Мощность отключ. блока, МВт 
Наработка с начала эксплуатации, ч: 
отказавшего оборудования 
отказавшего узла 
Тр.затраты на ремонт, чел-дн 
Наработка от последнего КР, ч 
VII. ВИЗОВЫЙ БЛОК 
Состав комиссии 
Комиссия, расследовавшая нарушение, назначена приказом по 
от "  ____  " _ _  __________ 200__г. № ______________  
 
Председатель: 
Члены комиссии: 
Рис. 2.1 
 
При заполнении акта обязательно выполняется классификация отказа по причинам возникновения. 
Все отказы, согласно [47], можно классифицировать по следующим группам: дефекты монтажа, дефекты ремонта, не-
достатки  эксплуатации,  дефекты  изготовления  и  конструкции,  в  том  числе  исчерпание  ресурса,  прочие  и  невыяс-
ненные причины.
 
Недостатки конструкции могут обнаруживаться при различных наработках оборудования. Признаком недостатка кон-
струкции являются неоднократно повторяющиеся аналогичные повреждения или нарушения, которые происходят при раз-
решенных параметрах эксплуатации и не могут быть объяснены влиянием никаких других факторов. 
К дефектам изготовления узлов и деталей относится несовершенство или нарушение технологических операций при 
изготовлении, термообработке и сборке. 
Отказы из-за недостатков конструкции и дефектов изготовления составляют 15... 17 % общего числа отказов турбин [1]. 
Дефекты монтажа аналогичны дефектам изготовления: недостатки сварки, сборки, шабровки и другие. Такие дефекты 

чаще  всего  возникают  при  монтаже  маслопроводов  турбины,  сборке  системы  регулирования,  монтаже  опорно-подвесной 
системы паропроводов. 
Все невыявленные дефекты изготовления и монтажа являются скрытыми источниками будущих неисправностей и отка-
зов. Однако, как показывает анализ причин отказов, большинство из них происходит из-за недостатков эксплуатации. 
Отказы из-за недостатков эксплуатации включают в себя: отказы из-за ошибок персонала и нарушения производст-
венных инструкций, отказы из-за несоответствия реальных условий работы проектным условиям (несовершенство режимов 
загрузки — разгрузки и технологии пусков — остановов). 
Дефекты ремонта вызваны низким качеством выполнения ремонтных работ и проявляются чаще всего в течение 2...3 
месяцев после окончания ремонта. 
Расследованию  и  учету  подлежат  повреждения  оборудования,  произошедшие  или  выявленные  во  время  работы,  про-
стоя, ремонта, опробования, профилактических осмотров и испытаний [46]. 
Однако не удается выяснить истинные причины возникновения [1] примерно 40 % поломок и повреждений турбинного 
оборудования. 
Первичным  носителем  информации  о  каждом  случае  повреждения  оборудования  и  причинах,  его  вызвавших, 
является акт расследования отказа. Обработка этой информации позволяет получать обобщенные статистические данные, 
характеризующие надежность работы различных типов турбин и их узлов, определить причины повреждений. Акт составля-
ется в электронном виде и направляется в районные эксплуатационные управления и в фирму "ОРГРЭС" для обобщения. 
Кроме  этого,  в  энергетике приняты  несколько основных  видов  отчетности  о работе  оборудования,  также  содержащих 
информацию о показателях надежности: 
—  отчеты по форме 3-тех о тепловой экономичности оборудования; 
—  отчеты по форме 6-тех (энерго) об использовании основного оборудования энергоблоков тепловой электростанции. 
Отчеты по форме 3-тех о тепловой экономичности оборудования подготавливаются согласно [43]. В этом отчете приво-
дятся следующие данные, необходимые для расчета показателей надежности турбоагрегата: 
—  время работы турбоагрегата в генераторном режиме с выработкой активной мощности (с момента включения генера-
тора в сеть до его отключения); 
—  время нахождения турбоагрегата в резерве, включая вращающийся резерв без выработки активной мощности (мо-
торный режим); 
—  число всех пусков турбоагрегатов (плановых и неплановых). 
При этом к плановым пускам относятся пуски турбоагрегатов или энергоблоков после плановых ремонтов и из резерва 
для покрытия диспетчерских графиков электрической и тепловой нагрузки. Все остальные пуски, независимо от согласова-
ния останова с диспетчерской службой, считаются неплановыми.
 
Отчет по форме 6-тех (энерго) об использовании основного оборудования энергоблоков тепловой электростанции под-
готавливается согласно [49]. В этом отчете предусмотрены разделы, отражающие следующие данные: 
—  продолжительность работы турбоагрегата под нагрузкой; 
—  максимальная рабочая кампания блока; 
—  остановы блока в капитальный, средний и текущий ремонты (количество остановов и число часов простоя); 
—  остановы блока в резерв (количество остановов и число часов простоя); 
—  количество вынужденных остановов и число часов простоя блока из-за дефектов котла, турбины, генератора, транс-
форматора, автоматики и КИП, трубопроводов и арматуры, вспомогательного тепломеханического и вспомогательного элек-
тротехнического оборудования соответственно; 
—  причины отказов оборудования (дефекты конструкции, изготовления, монтажа, ремонта, эксплуатации) с указанием 
дефектного узла. 
В соответствии с требованиями [49] к отчету прилагается пояснительная записка, в которой указаны продолжительность 
и причина каждого останова (планового и непланового) работы, проведенные во время капитальных и средних ремонтов. 
На основе заполненных актов расследования отказов и отчетов электростанций по формам 3-тех и 6-тех ОРГРЭС еже-
годно выпускает сборники "Анализ работы энергетических блоков мощностью 150—1200 МВт" и "Обзор повреждений теп-
ломеханического оборудования  электростанций  с  поперечными связями  и тепловых  сетей",  в  которых  представляются ре-
зультаты многостороннего анализа работы оборудования. Специальный раздел посвящен показателям работы паровых тур-
бин; в нем приводятся значения средней нагрузки, наработки на отказ, среднего времени восстановления, параметра потока 
отказов, коэффициента рабочего времени, коэффициента плановых и неплановых простоев, коэффициента оперативной го-
товности для каждого типа турбоагрегатов. 
С 2001 г. в соответствии с [50] все нарушения в работе оборудования подразделяются на аварии и инциденты. 
Инцидент — отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, от-
клонение от режима технологического процесса, нарушение положений Федерального закона "О промышленной безопасно-
сти опасных производственных объектов", других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской 
Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производ-
ственном объекте (если они не содержат признаки аварии). 
2.3. ОСНОВНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ УЗЛОВ И ДЕТАЛЕЙ ТУРБИН 
Посредством  сбора  и  обработки  информации  о  надежности  оборудования  решаются  следующие  задачи:  определение 
причин отказов; выявление тех деталей и узлов оборудования, которые лимитируют его надежность; оптимизация норм рас-
хода  запасных  частей  и  системы  планово-предупредительных  ремонтов;  выявление  условий  и  режимов  эксплуатации, 
влияющих на надежность; определение экономической эффективности мероприятий по повышению надежности. 
Анализ отказов проводится на основе информации, представляемой электростанциями — актов расследования отказов и 
других форм отчетности. Результаты анализа во многом зависят от качества заполнения этих первичных документов. К со-
жалению, известно, что на многих ТЭС по ряду отказов акты не заполняются или в них указываются не все повреждения 


узлов. Не всегда сообщается информация о дефектах, которые выявляются во время планового ремонта оборудования. По 
этим и другим причинам официальная статистика отказов и причин, их вызвавших, получается неполной и иногда не вполне 
объективной [51]. Тем не менее результаты статистического анализа информации, получаемой от электростанций, дают дос-
таточный объем информации для качественного анализа возможных дефектов узлов турбин и признаков, по которым можно 
судить о возникновении этих дефектов. Достоверность результатов такого анализа в значительной мере зависит от количест-
ва объектов, по которым собиралась информация. 
Ниже представлены результаты анализа причин отказов турбин и турбинного оборудования более чем по 800 паротур-
бинным  установкам  мощностью  от 100 до 800 МВт  разных  типов  и  разных  заводов-изготовителей,  произошедших  за  по-
следние 15 лет  и  вызвавших  останов  турбоагрегата,  на  основе  обобщения  статистического  материала,  представленного  в 
работах [5, 6, 52...54], а также форм отчетности электростанций "Акт расследования технологического нарушения в работе 
электростанции, сети и энергосистемы". 
Для выполнения анализа все отказы турбин, согласно принятой методике [52, 53], подразделялись в соответствии с их 
причинами на следующие группы: повреждения проточной части, повреждения системы парораспределения, повреждения 
системы регулирования, повреждения подшипников, повреждения маслосистемы, повреждения трубопроводов и арматуры, 
повреждения прочих элементов. 
Анализ повреждаемости узлов проводился раздельно для выборок по каждому типу турбин, представленных в табл. 2.1 
(в таблице указан тип головного агрегата, а в графе "Количество" учтены также и все модификации). Необходимо отметить, 
что среди однотипных турбин, входящих в одну анализируемую группу, имелись турбины разных модификаций с различной 
наработкой; кроме того, они отличались друг от друга качеством ремонта и условиями эксплуатации (износ оборудования, 
количество пусков, качество используемой воды и другие). В связи с этим результаты анализа позволяют сделать только 
"качественную" оценку надежности узлов. 
Таблица 2.1 
Типы и количество анализируемых установок 
Турбоустановка с турбиной типа 
Количество 
Турбоустановка с турбиной типа 
Количество 
К-800-240 ЛМЗ  
19 
К-300-240 ХТЗ  
76 
К-500-240 ЛМЗ  

К- 150- 130 ХТЗ  
84 
К-300-240 ЛМЗ  
89 
Т-250/300-240 ТМЗ  
29 
К- 100-90 ЛМЗ  
95 
Т-175-130 ТМЗ  
15 
Т- 180/210- 130 ЛМЗ  
17 
Т- 100- 130 ТМЗ  
190 
К-500-240 ХТЗ  
10 
ПТ-135-130 ТМЗ  
31 
При проведении анализа была применена следующая методика: для турбин каждого типа общее число отказов за иссле-
дуемый период принято за 100 % и затем, на основе этих данных, определена доля отказов, вызванных повреждениями эле-
ментов в соответствии с принятой выше классификацией. Аналогичные расчеты выполнены для определения доли времени 
восстановления из-за повреждений каждой группы элементов. 
Результаты  анализа  показали,  что  доля  отказов  и  доля  времени  восстановления  из-за  повреждений  элементов  каждой 
группы практически для всех типов турбин, представленных в табл. 2.1, имеют близкие значения. 
На рис. 2.2 представлены усредненные по всем типам анализируемого оборудования данные по распределению отказов 
турбин  по  причинам.  Наибольшее  число  отказов  приходится  на  повреждения  систем  регулирования  и  повреждения  под-
шипников. 
Для отдельных типов турбин возможны отклонения от общей картины. Например, для турбин типа Т-175-130 и ПТ-135-
130 ТМЗ наиболее характерны повреждения элементов проточной части — более 40 % общего числа отказов (трещины в 
дисках, поломка лопаток, повреждения бандажных связей), а для турбины типа Т-100-130 ТМЗ — повреждения системы па-
рораспределения — 20,6 % отказов (обрыв штоков клапанов, их изгиб, трещины в корпусах клапанов, повреждения сопло-
вых коробок клапанов, дефекты кулачкового распределительного устройства). Для ряда турбин до 30 % неплановых остано-
вов вызваны неудовлетворительным вибросостоянием (низкочастотная вибрация, задевания в проточной части, разбаланси-
ровка, расцентровка, тепловой прогиб роторов и тому подобное). 
 
Причины отказов 
 
Рис. 2.2. Распределение отказов турбин по причинам: 
/ — повреждения проточной части; 2 — повреждения системы парораспределения; 3 — повреждения системы регулирования; 4 — повреждения подшипни-
ков; 5 — повреждения маслосистемы; 6 — повреждения трубопроводов и арматуры; 7 — повышенная вибрация 




Рис. 2.3. Повреждаемые детали ротора: 
1 — рабочие лопатки; 2 — вал ротора; — муфта; — концевые уплотнения; 5 — диафрагменные 
и надбандажные уплотнения; — бандаж; 7 — диск 
_____________________________________________________________________________________ 
Наибольшее время восстановления требуется при отказах из-за поврежде-
ний  проточной  части  (повреждения  элементов  паровпуска,  лопаточного  аппа-
рата, уплотнений, дисков, диафрагм и так далее) и повреждений подшипников 
(повреждения баббита, повышенный нагрев, перекос подшипника). 
Ниже  представлены  результаты  анализа  наиболее  часто  встречающихся 
повреждений  отдельных  узлов  турбин:  роторов,  подшипников,  рабочих  лопа-
ток, элементов маслосистем и так далее. 
При  анализе  повреждений  ротора  отдельно  рассматривались  следующие 
детали: вал ротора, муфты, диски, уплотнения, рабочие лопатки. Распределение 
отказов этих элементов представлено на рис. 2.3. Наибольшее число поврежде-
ний приходится на долю рабочих лопаток (46,8 %). Повреждаемость вала рото-
ра составляет 17 %; при этом 75 % повреждений вала ротора — это прогиб ва-
ла, который обычно сопровождается задеваниями в проточной части и повреждением гребней концевых уплотнений. Наибо-
лее частыми причинами прогиба ротора в анализируемых отказах были задевания ротора о неподвижные части вследствие 
коробления цилиндра при попадании влаги, значительных расцентровок, малых зазоров в уплотнениях, повышенного уровня 
вибрации; в 30 % случаев причина прогиба вала — заброс воды в проточную часть. Кроме того, характерным повреждением 
для роторов является образование трещин вала со стороны осевого канала, что, как правило, определяется усталостью ме-
талла. 
Большинство повреждений рабочих лопаток (до 65 %), распределение которых представлено на рис. 2.4, a, связано с об-
рывом пера рабочей лопатки в прикорневой зоне и в сечении отверстий под демпферную проволоку. В ряде случаев обнару-
жены  трещины  в  лопатке  (≈12%  общего  числа  повреждений  рабочих  лопаток)  и  повышенный  эрозионный  износ  рабочих 
лопаток (≈ 8 % повреждений рабочих лопаток). Обрыв рабочих лопаток практически всегда сопровождаются заметными из-
менениями в состоянии турбины (рис. 2.4, б). В большинстве случаев (62 %) происходит изменение вибрационного состоя-
ния турбины. Кроме того, в 14 % случаев повреждения рабочих лопаток сопровождаются шумом в проточной части. Еще 
одним распространенным признаком (до 10 % случаев) обрыва в основном лопаток части низкого давления является увели-
чение жесткости конденсата. В 14 % случаев останова турбин с поврежденными рабочими лопатками наблюдается сокраще-
ние времени выбега ротора (как правило, из-за высокого уровня вибрации). Во многих случаях эти признаки наблюдаются 
одновременно в различных комбинациях. Большинство дефектов рабочих лопаток (рис. 2.4, в) связано с исчерпанием запа-
сов прочности и усталостью металла (50 % повреждений). Второй основной причиной дефектов является эрозионный износ 
входных и выходных кромок (25 % повреждений). 
 
Рис. 2.4. Повреждения рабочих лопаток: 
а — распределение повреждений рабочих лопаток (1 — обрыв рабочих лопаток; 2 — трещины в лопатках; 3 — эрозийный износ лопаток; 4 — повреждения 
бандажа; 5 — подрезка шипов рабочих лопаток; 6 — разрушение демпферной проволоки); б— признаки наблюдаемые при повреждениях рабочих лопаток 
(/ — нарушение нормального вибросостояния; 2 — шум в проточной части; 3 — сокращение времени выбега ротора; 4 — увеличение жесткости конденсата 
вследствие повреждения трубок конденсатора оторвавшимися рабочими лопатками или их частями); в — распределение причин повреждений рабочих 
лопаток (1 — исчерпание запасов прочности и усталость металла; 2 — эрозионный износ; 3 — коррозионный износ; 4 — прочее) 
 
Рис. 2.5. Повреждения опорных подшипников: 
а — распределение повреждений опорных подшипников (1 — подплавление баббита; 2 — выкрашивание баббита; 3 — отслоение баббита; 4 — натяг баб-
бита; 5 — натиры на баббите; 6 — местные выработки в баббите; 7 — следы попадания посторонних предметов; 8 — прочее); б — признаки, наблюдаемые 
при повреждении опорных подшипников (1 — изменение вибросостояния; 2 — повышение температуры баббита вкладышей; 3 — течь масла; 4 — дым из 
подшипника; 5 — прочее); в — распределение причин повреждений опорных подшипников (1 — ухудшение маслоснабжения; 2 — расцентровка опор и 
роторов; 3 — нарушение нормального вибросостояния; 4 — некачественная заливка и повреждения баббита; 5 — стесненное перемещение подшипника; 6 
— низкое качество масла; 7 — попадание инородного предмета; 8 — качество сборки и работы муфт; 9 — отклонение величины натяга; 10 — прочее) 


Анализ  причин  и  характера  повреждаемости  подшипников  проводился  отдельно  для  опорных,  упорных  и  упорно-
опорных подшипников, уплотняющих подшипников генератора. При этом повреждения опорных подшипников составляют 
42 % от общего числа повреждений подшипников, а повреждения упорных (упорно-опорных) — 45 %. 
Дефекты опорных подшипников (рис. 2.5, а) сводятся в основном к различным повреждениям баббита вкладышей. Наи-
более часто происходят выкрашивание баббита (≈16 % всех повреждений); подплавление его ((≈16 %); натяг (12,5 %); от-
слоение, скол, растрескивание (12,5 %). 
Дефекты  опорных  подшипников  сопровождаются  заметными  изменениями  в  состоянии  турбоагрегата  (рис. 2.5, б). 
Наиболее характерными  признаками  являются:  изменение  вибросостояния  подшипников  (при 50 % повреждений);  повы-
шение температуры баббита (≈ 22 %), течь масла (13 %). Одними из основных причин повреждений опорных подшипников, 
распределение которых представлено на рис. 2.5, в, являются проблемы с маслом — ухудшение маслоснабжения (≈ 30 % 
всех  причин)  и  низкое  качество  масла  из-за  его  обводнения  (≈  6 %). Ухудшение  маслоснабжения  происходило  как  из-за 
малой (меньше формулярной) величины зазоров в подшипнике, так и из-за дефектов маслосистемы (прекращение подачи 
масла или временный срыв масляного клина из-за повреждения масляных насосов и их позднего включения, снижение дав-
ления масла, перекрытие напорных маслопроводов посторонним предметом). 
В ряде случаев наблюдались значительные протечки масла из корпуса подшипника, их причиной были увеличенные за-
зоры по масляным уплотнениям подшипника, перекрытие посторонними предметами сливных маслопроводов и засорение 
дренажных отверстий. 
При повреждениях упорных и опорно-упорных подшипников происходит в основном под-плавление или выплавление 
баббита колодок (39 % повреждений), а также их механическое повреждение и износ (49 %). В большинстве случаев (64 %) 
повреждения упорных подшипников вызывают увеличение осевого сдвига ротора часто до срабатывания защиты (рис. 2.6, 
а). Характерными признаками повреждений упорных подшипников являются также повышение температуры баббита упор-
ных колодок (18 %) и увеличение уровня вибрации (12 %). В ряде случаев при повреждениях упорных подшипников все эти 
признаки наблюдаются одновременно. Причины повреждений упорных колодок представлены на рис. 2.6, б. Основная при-
чина — увеличение величины осевого усилия (≈ 62 % повреждений). Причиной 13 % повреждений признается низкое каче-
ство масла из-за его обводнения. Третья по частоте проявления группа причин (10 %) связана с дефектами ремонта (высокие 
или малые натяги на сферу, неправильная подгонка вкладышей, неравномерное усилие на колодки). 
 
 
Рис. 2.6. Повреждения упорных (опорно-упорных) подшипников: 
а — признаки, наблюдаемые при повреждении упорных подшипников (1 — увеличение осевого сдвига; 2 — повышение температуры баббита вкладышей; 
— течь масла; — нарушение нормального вибросостояния); б — распределение причин повреждений упорных подшипников (1 — увеличение осевого 
усилия; 2 — низкое качество масла; — дефекты ремонта; — стесненное перемещение подшипника; 5 — прочее) 
 
На рис. 2.7 представлено распределение причин, вызывающих увеличение осевых усилий. 
Уплотняющие подшипники генератора повреждаются в 13 % случаев от общего числа повреждений подшипников. Наи-
более  распространенный  дефект  уплотняющих  подшипников — нарушение  герметичности  уплотнений,  происходящее 
вследствие кратковременного заедания уплотняющего кольца водородных уплотнений, снижения давления масла на регуля-
тор прижима, износа прижимных пружин, дефектов сборки масляных уплотнений. Такие повреждения сопровождаются те-
чями масла из уплотнения, повышенным сливом масла с подшипников, утечками водорода. В отдельных случаях у уплот-
няющих подшипников наблюдались выплавление баббита и натиры на упорном гребне. 
Как  показывает  анализ,  практически  все  повреждения  подшипников  и  деталей  роторов  приводят  к  неплановому 
останову  турбины.  Только 12,5 % повреждений  вала  ротора  и 28 % повреждений  рабочих  лопаток  были  обнаружены  во 
время плановых ремонтов. Эти дефекты не вызывали заметного изменения в состоянии турбины. Среди них: трещины в осе-
вом канале вала ротора, эрозионный износ рабочих лопаток, трещины в пере рабочей лопатки и отрыв части пера. 
В ряде случаев были обнаружены одновременные повреждения подшипников и деталей ротора. Например, вследствие 
заброса воды в проточную часть произошел прогиб ротора высокого давления и повреждение подшипников этого ротора. 
Как видно из рисунков 2.5, в и 2.6, б, значительное количество повреждений подшипников происходит из-за низкого ка-
чества масла и дефектов в системе маслоснабжения турбины. При анализе повреждаемости маслосистемы основное внима-
ние уделялось тем повреждениям, которые влияют на надежность работы турбины и могут привести к появлению дефектов 
и остановам турбины. 
Наиболее повреждаемым элементом маслосистемы (рис. 2.8) являются маслопроводы (43 % повреждений); для них ха-
рактерны трещины, свищи, расхождения фланцев, истирания, механические повреждения и износ трубопроводов, дефекты 
прокладок. Вторым элементом по частоте повреждаемости (26 %) является главный масляный насос (повреждение вала мас-
лонасоса, чаще всего излом на переходе фланец-вал и рабочего колеса). До 12 % повреждений маслосистемы приходится на 
долю маслоохладителей (неплотности трубных систем, разрывы и свищи в трубках, повреждения трубных досок). 



Рис. 2.7. Распределение причин увеличения осевых усилий: 
1 — наброс нагрузки; 2 — солевой занос; — защемление муфты; — плохой ремонт; 5 — заброс воды в 
проточную часть; 6 — падение вакуума; — прочее 
______________________________________________________________________________________________ 
Анализ причин дефектов маслосистемы показал, что до 30 % дефектов про-
исходит из-за недостатков изготовления, монтажа и ремонта элементов масло-
систем. Так, например, повреждения вала главного масляного насоса происхо-
дили  вследствие  утонения  стенок  фланцевого  соединения,  несоосности  соеди-
нений вала турбины и маслонасоса, нарушения режима термообработки детали 
при изготовлении. Вторая распространенная причина (до 20 %) — исчерпание 
ресурса прочности материала. До 7,8 % дефектов связано с коррозионным изно-
сом. 
Повреждения  и  отказы  в  работе  системы  маслоснабжения  наиболее  часто 
проявляются в течях масла (34,7 %), уменьшении давления масла (20,8 %), уве-
личении температуры и снижении уровня масла. 
Значительное  количество  отказов  происходит  в  системах  регулирования  и 
парораспределения. Большинство из них приводит к неустойчивой работе системы автоматического регулирования (до 11 % 
отказов САР), самопроизвольному закрытию стопорных и регулирующих клапанов (до 43 % отказов САР), самопроизволь-
ному сбросу нагрузки (15—20 % отказов САР). 
Один из наиболее повреждаемых элементов систем регулирования — регулятор скорости; 35,7 % его повреждений про-
исходят вследствие излома ленты или пружины регулятора скорости, более 7 % из-за попадания посторонних предметов, и 
более 7 % из-за износа золотников. 
Повреждения регулятора скорости происходят в основном из-за заноса шламом, примесями, бакелитом зазора золотник-
букса, импульсных линий и другого, а также из-за дефектов изготовления и ремонта. 
Отказы, вызванные повреждениями золотников и сервомоторов высокого давления и промперегрева, происходят обычно 
из-за попадания посторонних предметов (грат, кусочки бакелита) в окна подачи масла на золотники и буксы (до 50 % по-
вреждений), а также из-за износа деталей (золотников, штоков) при длительной эксплуатации (20 %). 
До 15 % отказов  систем  регулирования  вызваны  повреждениями  трубопроводов,  происходящих  вследствие  наличия 
коррозии и раковин в металле; усталости металла из-за вибрационных нагрузок при неправильной трассировке трубопрово-
дов; возникновения трещин; плохой сборки фланцев. 
Достаточно  часто  встречаются  повреждения  регулирующих  клапанов: 
обрывы штоков регулирующих клапанов, заклинивания регулирующего кла-
пана,  срыв  резьбы  на  штоке  и  гайке  регулирующего  клапана,  выпрессовка 
седла  регулирующего  клапана,  самопроизвольное  отворачивание  стакана 
регулирующего клапана по резьбе и другие, происходящие из-за усталостно-
го износа, дефектов изготовления, нарушений технологии при сборке, недос-
татков конструкции. 
Результаты  анализа  повреждаемости,  представленные  выше,  показали, 
что  ряд  признаков  характерны  для  повреждений  большинства  рассмотрен-
ных элементов. Кроме того, ряд процессов, являющихся признаками одного 
из повреждений, могут быть причинами других повреждений, например, из-
менение величины осевого сдвига ротора или увеличение уровня вибрации. 
В  большинстве  случаев  повреждения  роторов,  подшипников,  маслосис-
тем  и  других  элементов  приводят  к  отказу  турбины  и,  как  следствие,  к  не-
плановому останову. 
Рис. 2.8. Повреждаемость элементов масло-
Своевременный  ремонт,  выполненный  в  соответствии  с  требова-
системы: 
ниями  нормативно-технической  документации  и  результатами  диагно-
1 — маслопроводы и арматура; 2 — главный маслона-
стики, обеспечивает надежную работу оборудования. 
сос; 3 — маслоохладитель; — маслобак; 5 — инжек-
Номенклатура и объем ремонтов определяются нормативными докумен-
тор; 6 — прочее 
тами. 
2.4. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ 
1. Дайте определение понятия надежность. 
2. Перечислите основные показатели, характеризующие надежность объекта. 
3. Что такое "отказ"? Дайте определение, назовите виды отказов. 
4. Что такое "неисправность"? 
5. Перечислите основные показатели надежности, характеризующие оборудование ТЭС. 
6. Когда и кем составляется акт расследования отказа? 
7. Перечислите основные виды (формы) отчетности о работе оборудования на ТЭС. 
8. Назовите источник информации, в котором ежегодно публикуются (и обобщаются) данные по большинству отказов 
оборудования по всем ТЭС России. 

Глава 3 
РЕМОНТ КОРПУСОВ ЦИЛИНДРОВ 
3.1. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ 
3.1.1. Типы цилиндров 
Корпус цилиндра является одной из основных деталей турбины, имеет сложную форму с переменным по длине диамет-
ром, с горизонтальными, а в некоторых случаях и вертикальными фланцами. В цилиндре закреплены сопловые и направ-
ляющие аппараты, обоймы диафрагм, диафрагмы, обоймы концевых уплотнений и другие элементы статора. Корпуса ци-
линдров имеют патрубки для промежуточных регулируемых и нерегулируемых отборов пара, патрубки для подвода и отво-
да пара из цилиндров. 
Конструкции цилиндров зависят от их назначения, начальных параметров пара, мощности турбины, наличия промежу-
точного перегрева пара и отборов пара, предполагаемых режимов эксплуатации турбоустановки [7, 10, 11, 55...61]. 
На всех режимах эксплуатации (пуск из холодного состояния, прогрев, несение нагрузки и останов) конструкции цилин-
дров должны обеспечивать правильность взаимного расположения узлов и деталей статора (сопловых аппаратов, концевых 
уплотнений, диафрагм, корпусов подшипников) относительно валопровода. 
Вследствие сложности конструктивных форм для удобства проведения сборочных и монтажных работ, осуществления 
эксплуатационного контроля и ремонтных работ цилиндры выполняют с горизонтальными разъемами, а в частях среднего и 
низкого  давления  иногда  предусматривают  дополнительный  вертикальный  разъем.  Плотность  горизонтального  разъема 
обеспечивают  с  помощью  фланцев.  Для  обеспечения  необходимой  плотности  стыков  фланцы  разъемов  корпусов  должны 
иметь значительную толщину. Наличие таких фланцев вызывает затруднения при эксплуатации турбин, так как приводит к 
замедлению процесса прогрева турбины перед пуском из-за того, что массивные фланцы прогреваются значительно медлен-
нее тонких стенок. В связи с этим для ускорения процессов пуска в конструкции большинства турбин предусмотрена специ-
альная система обогрева фланцев. 
Корпуса  цилиндров  могут  выполняться  литыми,  сварными  или  комбинированными.  Литые  цилиндры  применя-
ются для изготовления ЦВД и ЦСД; сварные цилиндры применяются для изготовления ЦНД. У многих современных турбин 
цилиндры выполняются комбинированными, например ЦСД турбин К-300-240 ЛМЗ, К-300-240 ХТЗ, Т-100/120-130 ТМЗ, у 
двухцилиндровой турбины ПТ-135/165-130 ТМЗ паровпускная часть цилиндра низкого давления выполняется литой, а вы-
хлопная часть цилиндра выполняется сварной; части собираются между собой с помощью вертикальных разъемов. 
Цилиндры  турбин  могут  выполняться  однокорпусными  (одностенными)  и  двухкорпусными.  Применение  двухкорпус-
ных конструкций цилиндров, имеющих наружный и внутренний корпуса, позволяет уменьшить толщину фланцев горизон-
тального разъема и толщину стенок корпусов за счет снижения разности температур и давлений, действующих на каждый из 
корпусов. 
В турбинах с большими объемными расходами пара на входе в цилиндр, для цилиндров среднего и низкого давления 
иногда применяют двухпоточную конструкцию корпусов с одинаковыми потоками пара и одинаковой геометрией проточ-
ной части. Двухпоточная конструкция цилиндров позволяет уменьшить радиальные размеры цилиндров и разгрузить ротора 
этих цилиндров от осевых усилий. 
Цилиндры высокого  давления  турбин  среднего  и  высокого давления  выполняются  литыми одностенными.  На  рис. 3.1 
показана конструкция одностенного корпуса ЦВД. Корпус состоит из нижней и верхней половин, соединяемых фланцами и 
шпильками. Внутренняя поверхность корпуса имеет ряд расточек для установки деталей статора: обойм, диафрагм, конце-
вых уплотнений. 
Цилиндры высокого давления турбин, работающих на сверхкритических параметрах пара, выполняются литыми двух-
корпусными. На рис. 3,2 в качестве примера показан двухстенный корпус ЦВД турбины К-300-240 ЛМЗ. Внешний корпус 
состоит из верхней и нижней половин. Нижняя половина с помощью четырех опорных лап 3, 13 устанавливается на попе-
речные шпонки на приливах корпусов подшипников. Внутренний корпус устанавливается во внешнем и закрепляется в нем. 
Детали подвески внутреннего корпуса ЦВД во внешнем корпусе и общий вид установки показаны на рис. 3.3. Для креп-
ления внутреннего корпуса во внешнем в нижней половине внешнего корпуса выполнены специальные неглубокие выборки, 
а на фланце нижней половины внутреннего корпуса — лапки 5, 7, с помощью которых он свободно подвешивается во внеш-
нем корпусе. Для обеспечения центровки корпусов друг относительно друга в поперечном направлении применяются окруж-
ные  продольные  шпонки 6, а  для  центровки  в  осевом  направлении  в  приливах  внешнего  корпуса  в  районе  горизонтального 
разъема выполнена вертикальная расточка, в которую внутренний корпус устанавливается зубом 8 (внутренняя вертикальная 
шпонка). Для улучшения прогрева фланцев и шпилек внутреннего корпуса во фланцах выполнена обнизка (выборка). 
Для  обеспечения  надежности  работы  турбины,  соединение  патрубков  внешнего  и  внутреннего  корпусов  выполняется 
геометрически подвижным (рис. 3.4). К паровпускным патрубкам внешнего корпуса приварены штуцеры 6, на их концевых 
частях помещены разрезные поршневые кольца 3, которые в силу своей упругости плотно прижимаются к внутренней по-
верхности втулки и препятствуют утечке свежего пара в межкорпусное пространство, но допускают взаимные тепловые 
расширения внешнего и внутреннего корпусов. 
ЦСД выполняются литыми или комбинированными (паровпускная часть корпуса — литая, а выхлопная часть — сварная). 
На рис. 3.5 в качестве примера показана литая часть корпуса ЦСД турбины К-300-240 ЛМЗ. Корпус имеет горизонтальный 
разъем, совпадающий с осью турбины, со ступенчатым по длине изменением сечения фланца. К нижней половине присоеди-
няются  паровпускные  патрубки  и  патрубки  отборов.  Литая  часть  корпуса  ЦСД  заканчивается  вертикальным  кольцевым 
фланцем, которым она жестко присоединяется к сварной части. В некоторых типах турбин, например, у К-300-240 ХТЗ, 
выхлопная часть ЦСД является первым потоком части низкого давления. 
В ряде турбин, работающих на сверхкритических параметрах пара, в том числе и в последних модификациях турбины К-
300-240 ХТЗ, цилиндры среднего давления, аналогично цилиндрам высокого давления, выполняются двухкорпусными. На рис. 
3.6 показан двухкорпусной ЦСД турбины К-500-240 ХТЗ. 



 
 



 
 



 
 



 



 


 
Рис. 3.6. Литой цилиндр среднего давления турбины К-500-240 ХТЗ: 
1,15 — корпуса концевых уплотнений; 2,5,6,13,14 — обоймы концевых уплотнений; — наружный корпус ЦСД; — пе-
редняя лапа внутреннего корпуса; 7 —закатная диафрагма первой ступени давления ЦСД; 8 — внутренний корпус ЦСД; 9 
— боковая лапа внутреннего корпуса; 10 — обойма диафрагм 5 и б ступеней; 11 — обойма диафрагм 7, 8 и 9 ступеней; 12 — 
обойма диафрагм 10 и И ступеней; 16, 22 —шпоночные соединения поперечного фиксирования наружного корпуса; 17 — 
приставная опора подшипника № 4; 18 — шпоночное соединение осевого фиксирования внутреннего корпуса; 19 — шпо-
ночный башмак; 20 — стопорно-регулирующий клапан; 21, 44 — шпоночное соединение поперечного фиксирования внут-
реннего корпуса; 23 — экран лапы наружного корпуса; 24 — опора подшипников № 2 и 3; 25 — дистанционный болт; 26 — 
верхняя лапа наружного корпуса; 27 — нижняя лапа наружного корпуса; 28 — прокладка; 29 — поршневое кольцо; 30 — 
втулка;  31 — сегментная  шпонка;  32  —  паровпускной  патрубок;  33  —  экран  паровпускного  патрубка;  34  —  патрубок — 
прилив; 35 — призматический шпоночный выступ; 36 — стержень; 37 — направляющий лист; 38 — козырек; 39 — кольце-
вая расточка для обоймы диафрагм; 40; 41 — обнизки на горизонтальном разъеме; 42 — кольцевая расточка для обоймы 
уплотнений; 43 — боковая поверхность фланца; 45 — выхлопной патрубок 
 



 
Рис. 3.7. Одностенный, двухпоточный цилиндр низкого давления турбины Т-100/120-130 ТМЗ 


 
Рис. 3.8. Двухстенный двухпоточный ЦНД турбины К-300-240 ЛМЗ: 
1 — нижняя половина внешнего корпуса средней части ЦНД; 2 — окружная шпонка; 3 — нижняя поло-
вина обоймы; — опорная лапка обоймы ЦНД; — верхняя половина обоймы; — фланцы вертикаль-
ного разъема выхлопной части ЦНД со средней; 7 — верхняя половина внешнего корпуса средней части 
ЦНД; — продольная шпонка; 9 — верхняя половина заднего выхлопного патрубка; 10 — корпус встро-
енного подшипника; 11 — нижняя половина заднего выхлопного патрубка; 12 — нижнее поперечное по-
лукольцо; 13 — патрубок отбора пара в ПНД-1; 14 — компенсатор; 15 — патрубок отбора пара в ПНД-2 



 
 
Рис. 3.9. Обойма внутреннего ЦНД турбины К-300-240 ЛМЗ: 
— обойма цилиндра; 2 — патрубок паровпуска ЦНД; — патрубок отбора ПНД 1; 4 — вертикальные 
подвески обоймы; 5 — поперечные шпонки, 6 — окружная шпонка; 7 — шпонки диафрагм 

Корпуса цилиндров низкого давления обычно выполняются сварными из листовых и литых заготовок. Для обеспечения 
достаточной жесткости на корпусах выполняются ребра жесткости и подкосы. 
Корпуса цилиндров низкого давления могут выполняться одностенными (рис. 3.7), но в большинстве современных турбин вы-
полняются двухстенными. На рис. 3.8 показан двухпоточный ЦНД турбины К-300-240 ЛМЗ. В нем в качестве внутреннего корпуса 
используется обойма (рис. 3.9), устанавливаемая во внешнем корпусе с  помощью  лапок 4, расположенных  на фланце нижней 
части обоймы и прижимных скоб. Для совмещения центральных осей обоймы и внешнего корпуса, а также их поперечных плос-
костей в конструкции предусмотрены шпонки 5. 
3.1.2. Применяемые материалы 
Выбор марки материала, применяемого для корпусов цилиндров, определяется температурой и давлением рабочей сре-
ды [7, 15, 55, 61]. 
Для  внутренних  корпусов  ЦВД  и  ЦСД  в  основном  используются  легированные  жаропрочные  стали  типа 20ХМФЛ, 
15Х1М1ФЛ, а также нержавеющая сталь типа 15X11МФБ. 
Для внешних корпусов ЦВД и корпусов ЦСД турбин с промперегревом обычно используются менее жаропрочные и бо-
лее дешевые стали 15ХМЛ, 20ХМЛ, 20ХМФЛ. Иногда для внешних корпусов используется сталь!5Х1М1ФЛ. 
Литые корпуса ЦСД турбин без промперегрева, работающие при более низких температурах, выполняются из стали 25Л. 
Корпуса ЦНД турбин и выхлопные части ЦСД изготавливаются сварными из листов углеродистой стали типа Ст. 20. 
Для  крепежа  (шпилек  и  болтов),  работающего  при  температуре 565...570 °С,  применяются  стали  типа  ЭП-182 
(20Х1М1ФТР) и ЭП-44; при температуре 520...530 °С применяются стали ЭИ-723 (25Х2М1Ф); при температуре 500...510 °С 
стали типа ЭИ-10 (25Х1М1Ф). Для крепежа, работающего в зоне температур менее 400 °С, используется хромомолибдено-
вая сталь 35ХМ, а менее 300 °С — углеродистая сталь 35. 
3.1.3. Узлы крепления 
Корпуса литых цилиндров высокого и среднего давления обычно опираются на корпуса выносных подшипников (сту-
лья), устанавливаемые на фундаментных рамах. Цилиндры, корпуса подшипников и фундаментные рамы соединяются меж-
ду собой системой шпонок. 
На рис. 3.10 в качестве примера показано крепление к фундаменту двухцилиндровой турбины ПТ-135/165-130ТМЗ, со-
стоящей из ЦВД и однопоточного ЦНД. Каждый корпус выносных подшипников установлен на фундаментную раму и фик-
сируется двумя продольными шпонками 13, исключающими перемещения стульев в поперечном направлении. Выхлопная 
часть  ЦНД  опирается  на  фундаментную  раму  и  ее  положение  в  поперечном  направлении  также  фиксируется  продольной 
шпонкой 13На опорные площадки выносных корпусов подшипников цилиндры опираются консольными лапами, располо-
женными справа и слева от продольной оси турбины. В осевом направлении корпуса выносных подшипников и консольные 
лапы  цилиндров  фиксируются  между  собой  поперечными  шпонками  4,  которые  служат  также  для  организации  тепловых 
расширений корпусов цилиндров в поперечном направлении, перпендикулярно оси турбины. Вертикальные шпонки 5 фик-
сируют положение цилиндров относительно корпусов подшипников в поперечном направлении и служат также для направ-
ления тепловых расширений корпусов цилиндров перпендикулярно оси турбины в вертикальном направлении. Продольные 
и вертикальные шпонки установлены в плоскости оси валопровода. Точка пересечения осей поперечных шпонок и про-
дольной шпонки 13, 
связывающих выхлопную часть ЦНД и фундаментную раму, называется фикспунктом турбины. 
Вертикальные перемещения корпусов подшипников и консольных лап цилиндров ограничиваются "г-образными" шпон-
ками (зажимами) 3, а перемещения выхлопной части ЦНД дистанционными шайбами фундаментных болтов. 
На рис. 3.11 изображены конструкции дистанционных болтов, применяемых турбинными заводами. Отличие дистанци-
онного болта конструкции ХТЗ от болтов, применяемых ЛМЗ и ТМЗ, заключается в том, что на него надета дистанционная 
втулка 5. Обеспечение необходимой величины рабочего зазора реализуется соответствующим изменением ее высоты, путем 
опиловки или шабровки. 
В турбинах ХТЗ цилиндры опираются на опорные поверхности выносных корпусов подшипников консольными лапами 
верхней половины цилиндра, скрепленной шпильками с нижней половиной цилиндра. На рис. 3.12, а в качестве примера по-
казано соединение консольных лап ЦВД турбины К-300-240 ХТЗ с передним подшипником. 
В  период  ремонта  под  консольные  лапы  нижней  части  цилиндров устанавливаются  специальные  технологиче-
ские подкладки, на которые переносится опора цилиндров. 
В турбинах ЛМЗ И ТМЗ цилиндры опираются на опорные поверхности выносных корпусов подшипников консольными 
лапами нижней половины цилиндра. На рис. 3.12, б показаны конструкция соединения консольной лапы цилиндра с корпу-
сом подшипника, применяемая ЛМЗ и ТМЗ, а также величины зазоров, которые должны соблюдаться при сборке. 




Рис. 3.10. Установка турбины ПТ-135/165-130 ТМЗ на фундаменте: 
1 — корпус переднего подшипника; 2 — фундаментная рама переднего подшипника; — 
зажим  "г-образный";  4  —  шпонка  поперечная;  5  —  шпонка  вертикальная;  6  —  цилиндр 
высокого давления; 7 — корпус второго и третьего подшипников; — фундаментная рама 
корпуса  второго  и  третьего  подшипников; 9 — цилиндр  низкого  давления;  10 — фунда-
ментная  рама  задняя; 11 — шпонка  поперечная  (фикспункт);  12  —  фундаментная  рама 
боковая; 13 — шпонка продольная 
  
 
Рис. 3.11. Установка дистанционных болтов и "г-образных" шпонок: 
а — дистанционный болт ХТЗ; б — дистанционный болт ЛМЗ и ТМЗ; в — "г-образная шпонка"; 1 — дистанционный болт, 2 
— фундаментальная рама, 3 — опора цилиндра, 4 — шайба, 5 — дистанционная втулка, 6 — корпус подшипника 
 



Рис. 3.12. Соединение консольных лап литых цилиндров с корпусами выносных подшипников: 
а — у турбины К-300-240 ХТЗ; б — у турбин конструкции ЛМЗ, ТМЗ; 1 — корпус подшипника, 2 — лапа нижней половины 
цилиндра, — лапа крышки цилиндра, 4 — г-образные шпонки, 5 — отжимной болт
 
Рис. 3.13. Схема расположения гибких опор конструкции КТЗ: 
1 — корпус подшипника; 2 — гибкие опоры; 3—приспособление для смещения опоры; — фундаментная плита; 5 — ци-
линдр турбины; —дистанционная прокладка; А — предвари тельный натяг гибкой опоры (дистанционная пластина) 
 
Таблица 3.1 
Допускаемые величины зазоров в шпоночных соединениях и у дистанционных болтов 
Зазор 
Суммированная величина зазора, мм 
Боковой суммарный зазор у продольных шпоночных соединений 
0,04...0,07 
Боковой суммарный зазор у поперечных шпоночных соединений 
0,04...0,07 
Боковой суммарный зазор у поперечных шпоночных соединений под кон-
 
сольными лапами цилиндра 
0,04...0,07 
Боковой суммарный зазор у вертикальных шпоночных соединений 
0,06...0,10 
Зазор между верхней частью шпонок и дном паза 
не менее 1,5 
Зазор у прижимных скоб крепления корпусов к фундаментным рамам: 
 
а)  величина верхнего зазора; 
0,05...0,08 
б)  величина бокового зазора. 
не менее 2,0 
Зазор между дистанционной шайбой и головкой болта для болтового кре-
 
пления опор цилиндра к фундаментным рамам 
0,05...0,08 

Цилиндр турбин КТЗ своей передней частью опирается на гибкую опору, располагающуюся поперек оси турбины (рис. 
3.13). При тепловых смещениях цилиндра опора несколько изгибается, сохраняя при этом поперечную центровку цилиндра. 
Систему шпоночных соединений (рис. 3.12 а, б), соединяющих между собой лапы цилиндра и стул, и фиксирующую их 
взаимное расположение в осевом и вертикальном направлениях часто называют консольными шпонками. Это соединение не 
препятствует перемещению лап цилиндров в поперечном направлении. 
Для сохранения взаимного расположения цилиндра и выносного подшипника в поперечном направлении предназначены 
вертикальные шпонки. Эти шпонки не препятствуют тепловым расширениям цилиндра в вертикальном направлении. 
Как правило, заводы-изготовители турбин в шпоночных соединениях устанавливают величину рабочего зазора в преде-
лах 0,05...0,08 мм, а тепловые зазоры (гарантированные) по неработающим поверхностям в пределах 1,5...3,0 мм. В табл. 3.1 
приведены допускаемые величины зазоров в шпоночных сочленениях фундаментных рам и опорах цилиндров [20]. 
3.2. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ ЦИЛИНДРОВ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ 
В процессе ревизии, ремонта и контрольной сборки цилиндров обнаруживаются дефекты, требующие устранения. Наи-
более часто встречаются следующие неисправности [1,12,13,15,16,62,63]: 
• Неплотность горизонтального и вертикального разъемов, которые возникают по следующим основным причинам: 
а)  дефекты изготовления или предыдущего ремонта разъема; 
б) коробление цилиндра в процессе эксплуатации вследствие нарушения режимов пусков, остановов или набора нагруз-
ки, попадания воды в проточную часть; 
в)  деформации цилиндров под воздействием нерасчетных нагрузок от присоединенных трубопроводов; 
г)  деформации  сварных  цилиндров  под  воздействием  нерасчетных  нагрузок  от  конденсатора  турбины  (неправильный 
перевод конденсатора на пружинные опоры или релаксация напряжений в пружинах в процессе эксплуатации); 
д) дефекты, возникающие в результате многократных ревизий разъемов с зачисткой от окалины и отложений; 
е)  некачественная пригонка тепловых зазоров деталей проточной части, устанавливаемых в цилиндр; 
ж)  структурные изменения металла цилиндров, не прошедшего процесс естественного или искусственного старения в 
процессе изготовления турбины и в результате воздействия температур и высоких напряжений; 
з)  размывание разъемов влажным паром в зоне фазового перехода; и) механические повреждения 
разъемов при производстве работ; 
•  Трещины в корпусах цилиндров, которые возникают в результате: 
а)  дефектов литья цилиндров; 
б)  дефектов сварки; 
в)  структурных изменений в металле в процессе эксплуатации; 
г)  возникновения нерасчетных усилий на элементы конструкции цилиндров в процессе тепловых расширений турбины. 
• Задиры в расточках под установку обойм диафрагм, диафрагм и обойм уплотнений возникают в процессе выемки и 
установки  деталей  при  наличии  механических  по  вреждений,  солевого  заноса  или  окалины  на  сопрягаемых  поверхностях 
цилиндра и устанавливаемых деталей. 
• Повреждения расточек цилиндров под установку деталей проточной части происходят вследствие вибрации деталей 
после некачественной сборки, например, при увеличенных осевых зазорах в расточках. 
• Размывание расточек под установку обойм диафрагм, диафрагм и обойм уплотнений в зоне фазового перехода влаж-
ным паром. 
• Дефекты, вызывающие присосы воздуха в цилиндры низкого давления и пропуск пара из цилиндров, давление внутри 
которых выше барометрического: 
а)  повреждение концевых уплотнений ЦНД; 
б)  повреждение горизонтальных разъемов цилиндров и ресиверов; 
в)  повреждение вертикальных разъемов; 
г)  повреждение мембран атмосферных клапанов. 
• Эрозионный износ маслопроводов, проходящих через нижние половины выхлопных частей ЦНД, вызывающий замасли-
вание основного конденсата. 
• Изменение реакции опор цилиндров, которое может происходить в результате: 
а)  коробления цилиндров; 
б)  нерасчетных нагрузок от присоединенных трубопроводов; 
в)  дефектов узлов сопряжения цилиндров с корпусами подшипников. 
•  Дефекты узлов сопряжения цилиндров с корпусами подшипников и фундаментными рамами, происходящие вследст-
вие: 
а)  защемления лап цилиндров в консольных шпонках в результате некачественной пригонки зазоров в шпоночном со-
единении или загрязнения поверхностей сопряжения в процессе эксплуатации; 
б)  защемления цилиндров в вертикальных шпонках в результате некачественной пригонки зазоров в шпоночном соеди-
нении или загрязнения поверхностей сопряжения в процессе эксплуатации; 
в)  увеличенного зазора в вертикальных шпонках цилиндров; 
г)  защемления лап цилиндров в "г-образных" шпонках в результате некачественной пригонки зазоров или загрязнения 
поверхностей сопряжения в процессе эксплуатации; 
д)  защемления фундаментных болтов и опор сварных цилиндров дистанционными шайбами в результате некачествен-
ной пригонки зазоров или загрязнения поверхностей сопряжения в процессе эксплуатации. 
•  Отрыв цилиндра от опоры, который может произойти в результате: 
а)  затрудненных тепловых расширений; 
б)  нерасчетных нагрузок от присоединенных трубопроводов; 
в)  нерасчетных нагрузок на ЦНД со стороны конденсатора турбины. 



3.3. ВСКРЫТИЕ ЦИЛИНДРОВ 
После расхолаживания турбины, остановленной 
в  ремонт,  выполняется  ряд  подготовительных  опе-
раций. 
Снимается  "обшива"  турбины.  С  цилиндров  и 
корпусов  подшипников  турбины  убираются:  кон-
трольно-измерительные  приборы,  электропроводка 
исполнительных механизмов и сами механизмы. 
Перед  вскрытием  цилиндров  должна  быть  уда-
лена  изоляция  турбины.  Изоляция  ЦВД  и  ЦСД 
снимается  полностью,  так  как  в  процессе  ремонта 
производится  зачистка  под  контроль  металла  ци-
линдров. 
В  первую  очередь  необходимо  выполнить  раз-
борку  изоляции  в  районе  фланцев  горизонтальных 
разъемов цилиндров, чтобы не задерживать начало 
разборки  крепежа  цилиндров  и  вскрытие  цилинд-
ров. 
После  этого  разбираются  присоединительные 
трубопроводы:  пароперепускные  трубы,  трубопро-
воды  отсосов  пара  из  уплотнений,  обогрева  флан-
цев  и  шпилек  и  другие;  разбираются  узлы  регули-
рования и парораспределения. 
До вскрытия цилиндров в обязательном порядке 
необходимо выполнить следующие работы: 
—  вскрыть корпуса подшипников; 
—  вскрыть сами подшипники; 
—  разобрать муфты роторов; перед разбор-
кой муфт должно быть замерено осевое поло-
жение роторов относительно корпусов подшип-

Рис. 3.14. Траверса для подъема крышки ЦВД турбины К-300-240 ХТЗ
ников. 
Перечисленные работы должны быть выполнены для того, чтобы при подъеме крышки цилиндра, в случае воз-
никновения задевания ее за ротор и, вследствие этого, подъема ротора вместе с крышкой, не погнуть ротор. 
По мере разборки трубопроводов и собственно турбины в открывающиеся проемы и отверстия должны устанавливаться 
заглушки для предохранения от попадания посторонних предметов (в трубопроводы малых диаметров допускается установ-
ка деревянных пробок). 
Все снимаемые при разборке детали маркируются. 
Маркировка  деталей  производится  краской.  На  шпильках  и  гайках 
литых цилиндров указывается их номер в соответствии с чертежом и сто-
рона установки. На диафрагмах и обоймах указывается номер ступени и 
верхняя или нижняя половина (в дополнение к номеру, выбитому на каж-
дой  детали).  Дополнительная  маркировка  сегментов  уплотнений  не  про-
изводится (клеймение производится только в случае замены сегментов). 
У  турбин  производства  ХТЗ  цилиндры  опираются  на  опорные  пло-
щадки стульев лапами верхних половин цилиндров, поэтому при разбор-
ке  цилиндров  высокого  и  среднего  давления  их  нижние  половины  пере-
водятся на технологические прокладки. 
Во фланцевых соединениях цилиндров высокого и среднего давления 
современных турбин действуют значительные усилия, поэтому затяжка (и 
соответственно разборка) крепежа диметром 64 мм и более производится 
"на горячо" с применением специальной оснастки (шпильконагревателей) 
и  контролем  удлинения  шпилек.  Нагрев  до  образования  зазора  между 
торцом  гайки  и  плоскостью  подрезки  осуществляется  в  течение 20...30 
мин. После нагрева отвертывание гайки производится с помощью ключа 
с рычагом 1,0... 1,5 м. Отвертывание гайки ударами кувалды по рукоятке 
ключа не допускается.
 
После разборки крепежа снимается верхняя половина корпуса цилин-
дра  с  помощью  специальных  грузоподъемных  приспособлений — "тра-
верс";  на  рис. 3.14 показан  пример  траверсы,  применяемой  для  турбин 
ХТЗ. Перед подъемом крышки краном ее предварительно приподнимают 
на несколько миллиметров отжимными болтами. При подъеме необходи-
мо контролировать отсутствие перекосов и смещений верхней половины 
цилиндра относительно нижней. 
Снятая верхняя половина цилиндра устанавливается на площадке на 
шпальную  выкладку  или  специальные  подставки.  При  необходимости 
выполнения  работ  по  фланцу  разъема  крышки  цилиндра,  расточкам  под 
Рис. 3.15. Пример кантовки крышки цилинд-
ра двумя крюками мостового крана 

установку уплотнений, диафрагм и другим элементам, находящимся внутри крышки, осуществляется ее кантовка. Кантовка 
верхней половины представляет собой достаточно сложную и ответственную операцию; на рис. 3.15 в качестве примера по-
казан вариант  
кантовки крышки цилиндра. 
После вскрытия верхней половины цилиндра производится разборка верхних половин деталей проточной части цилинд-
ра (обойм диафрагм, диафрагм и обойм уплотнений). 
В некоторых технологиях на ремонт при вскрытии турбины предусматривается выполнение замеров тепловых зазоров 
по верхним половинам деталей проточной части статора. В связи со значительным окалинообразованием и солевым зано-
сом расточек деталей, а также возможностью их повреждения до ревизии всех узлов проточной части этого делать 
не рекомендуется.
 
Перед разборкой деталей нижних половин проточной части должен быть снят паспорт проточной части цилиндра. При 
этом замеряются все осевые и радиальные зазоры между деталями статора и ротора; полученные величины заносятся в спе-
циальные формуляры. 
Проверяется центровка роторов, положение роторов в масляных расточках корпусов 
подшипников, замеряются зазоры в подшипниках. 
К выемке роторов и разборке нижней половины проточной части турбины можно приступать только после про-
ведения перечисленного комплекса мероприятий. 
Из нижних половин цилиндров в обязательном порядке необходимо вынимать все детали проточной части для ревизии 
и ремонта. Оставлять без ревизии и ремонта детали проточной части категорически запрещается! 
3.4. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ ЦИЛИНДРОВ 
3.4.1. Ревизия 
В  период  ремонта  все  сопрягаемые  поверхности  цилиндров:  горизонтальный  разъем,  вертикальные  разъемы  каминов, 
расточки цилиндров (посадочные места диафрагм, обойм диафрагм и уплотнений), другие фланцевые соединения (перепу-
скных труб, ресиверов) визуально осматриваются и тщательно зачищаются от окалины (до чистого металла). Это необходи-
мо, так как при ударах деталей друг о друга в процессе сборки при наличии окалины она может раскрашиваться и не позво-
лит обеспечить плотность соединений, а при установке деталей в расточки в случае попадания в зазор между собираемыми 
деталями более твердых частиц окалины возможно возникновение задиров. 
Горизонтальный разъем цилиндра визуально осматривается и проверяется по контрольной плите и краске. При этом вы-
полняется проверка разъема на отсутствие "натянутого" металла (выпуклостей) и выбоин, возникающих в результате ударов 
металлическими предметами непосредственно по разъему или в районе разъема. Все обнаруженные дефекты подлежат уст-
ранению: забоины удаляются опиловкой или шабровкой разъема, выбоины завариваются и шабрятся по контрольной плите. 
В процессе ремонта необходимо также выполнить ревизию крепежа цилиндров. С этой целью крепеж очищается от ока-
лины и осматривается визуально. Механические забоины на поверхности резьбы устраняются калибровкой резьбы с помо-
щью "лерки" или опиловкой (для шпилек больших диаметров). При наличии значительных повреждений шпилька должна 
быть заменена. После этого производится проверка сборки резьбовых соединений шпилька — гайка. Шпильки зачищаются 
для контроля металла. 
При разборке и ревизии двухстенных цилиндров высокого или среднего давления необходимо проверить: 
—  зазоры, обеспечивающие расширение внутреннего корпуса в вертикальном и горизонтальном направлениях; 
—  состояние шпоночных соединений, фиксирующих внутренний корпус по отношению к наружному; 
—  состояние контрольных шпилек, которые устанавливаются в районе опорных лапок для правильного и точного сов-
падения расточек верхней и нижней половин внутреннего корпуса; 
—  правильность и плотность опирания лапок нижней половины внутреннего корпуса на соответствующие опорные мес-
та, расположенные на нижней половине наружного корпуса, при соблюдении необходимых зазоров в шпонках; 
—  состояние гильз паровпуска и насаженных на них поршневых колец. 
После выполнения ревизии, резьбовые соединения крепежа защищаются от попадания грязи и механических поврежде-
ний. Наиболее простым способом защиты крепежа является сборка "насухо" соединений шпильки — гайки. 
До начала сборки цилиндров и других узлов не рекомендуется проводить смазку резьбовых соединений, так как смазан-
ный крепеж в условиях станции (особенно угольной) быстро загрязнится и может потребоваться его повторная ревизия. 
3.4.2. Контроль металла 
В соответствии с действующими нормативными документами [64...67], в период ремонта проводится контроль металла 
всех радиусных переходов литых цилиндров и сварных соединений патрубков пароподвода методами неразрушающего кон-
троля. Для контроля в основном используются два метода: 
—  магнитопорошковая дефектоскопия, 
—  ультразвуковой контроль. 
Для выполнения контроля проверяемые поверхности зачищаются до чистоты поверхности не ниже RA 2,5. 
Для шпилек диаметром 64 мм и больше проводится контроль металла на отсутствие трещин методом УЗК [68...69], а 
также проверяется их твердость. В случае обнаружения трещин или отклонений по твердости крепеж должен быть заменен 
на новый. 
3.4.3. Проверка коробления цилиндров, определение поправок для центровки проточной части 
Цилиндры высокого и среднего давления подвержены короблению под воздействием высоких температур и механических на-
пряжений; при этом нарушается плоскостность разъемов цилиндров и фланцевых соединений, а в цилиндрических расточках появ-
ляется эллипсность. 



Рис. 3.16. Карта замеров зазоров в горизонтальном разъеме цилиндра 
Проверка фланцев на отсутствие коробления и неплотностей производится при удаленных роторе, обоймах и диафраг-
мах [70]. После наложения крышки на нижнюю половину цилиндра (без мастики) производится проверка зазоров в разъеме 
фланца с наружной и с внутренней сторон цилиндра щупом, а при необходимости выполняются замеры диаметров расточек 
цилиндра в горизонтальном и вертикальном направлениях. 
Замеры зазоров (рис. 3.16) следует проводить при свободной установке крышки на нижнюю часть цилиндра (без затяжки 
шпилек) и после обтяжки шпилек, которая производится через 1...2 шпильки в части высокого давления и через 3...4 в части 
среднего и низкого давления; крайние шпильки около уплотнений также должны быть затянуты. 
Если обнаруженный при незатянутых шпильках зазор полностью ликвидируется по всему контуру при холодной затяжке 
крепежа  указанным  выше  способом,  разъем  считается  плотным;  затяжка  такого  разъема  не  вызывает  затруднений  при 
сборке. 
Восстановление плотного прилегания фланцев горизонтального разъема цилиндров путем шабровки или другими 
способами следует производить только в том случае, если зазоры в разъеме после обтяжки его "на холодно" половин-
ным количеством крепежа превышают 0,05 мм.
 
3.4.4. Определение величин вертикальных перемещений деталей проточной части при затяжке фланцев корпуса 
Во  время  сборки  покоробленного  цилиндра  происходит  деформация  горизонтального  разъема  и  расточек  цилиндра  и 
изменение  пространственного  положения  колодцев  в  расточках  под  подвески  деталей  статора  проточной  части.  В  связи  с 
этим,  одновременно  с  определением  возможности  обеспечения  плотности  горизонтальных  разъемов,  необходимо  опреде-
лить величину поправок для центровки обойм уплотнений, обойм диафрагм и самих диафрагм. 
При проверке и исправлении радиальной центровки деталей проточной части следует учитывать изменение взаимного 
положения ротора и статора, происходящее в процессе затяжки фланцев 
горизонтального разъема. 
Для  этого  перед  сборкой  цилиндра  в  его  нижнюю  половину  уста-
навливают  обоймы  диафрагм  и  производят  замер  их  положения  в  сво-
бодном и обтянутом цилиндре. 
Измерение  перемещений  при  контрольной  сборке  производится  в 
следующей последовательности: 
1.  В  нижнюю  половину  цилиндра  укладываются  нижние  половины 
всех обойм; в нижние половины обойм диафрагм устанавливается по од-
ной диафрагме; устанавливается борштанга с укрепленными на ней ради-
альными  стержнями;  на  концах  стержней  против  каждой  из  контроли-
руемых деталей укрепляются индикаторы часового типа или другие дат-
Рис. 3. 17. Замер положения деталей проточной 
чики механических перемещений. 
части по борштанге 


2.  Измеряется радиальное положение борштанги относительно расточек контролируемых деталей в трех точках: слева, 
справа и внизу (рис. 3.17); соответствующие показания индикаторов (R1, R2, R3) заносятся в карту измерений. 
3.  Верхняя половина корпуса цилиндра укладывается на нижнюю половину. Фланцы затягиваются таким образом, что-
бы максимальный зазор в разъеме с наружной стороны цилиндра не превышал 0,1 мм; при новом положении статорных де-
талей проводят измерения и записывают их результаты (R11, R22, R33) в карту измерений. 
4.  Вертикальное перемещение (∆В) определяется как разность положений центра расточки относительно оси борштанги 
при замерах без крышки и при затянутом разъеме: 
В
∆ = [(R + R ) / 2 − R − (R + R ) / 2 − R

1
2
3 ]
[ 11
22
33 ]
5. Измерение перемещений деталей при проверке коробления цилиндров может производиться также с помощью других 
измерительных 
систем. 
3.4.5. Определение и исправление реакции опор цилиндров 
(исправление их положения относительно оси валопровода) 
В процессе эксплуатации происходит значительное изменение нагрузок на опоры в результате коробления цилиндров, 
деформации пружин подвесок трубопроводов, деформации самих трубопроводов и других факторов. 
Для нормальных тепловых перемещений де-
талей статора необходимо обеспечить равномер-
ное распределение весовых нагрузок от цилинд-
ров на их опоры (стулья, фундаментные рамы). 
В  связи  с  этим  в  период  ремонта  осуществ-
ляется  исправление  (корректировка)  реакций 
опор цилиндров. Эта операция проводится после 
ревизии  скользящих  поверхностей  стульев, 
шпоночных  соединений,  центровки  роторов  и 
определения  положения  паровых  расточек  ци-
линдра  относительно  заново  установленной  во 
время центровки оси роторов. 
Исправление  нагрузок  на  лапы  цилиндра 
проводится  изменением  толщины  консольных 
шпонок под лапами цилиндров, что, в свою оче-
редь, приводит к изменению положения оси ци-
линдра относительно оси роторов. 
Для определения реакции опор в лапы ниж-
ней  половины  цилиндра  устанавливаются  спе-
циальные  динамометры  (динамометрические 
болты).  Динамо-метры  вворачиваются  в  кон-
сольные  лапы  цилиндра  таким  образом,  чтобы 
отделить  их  от  консольных  шпонок.  Для  кон-
троля  отрыва  лап  от  опоры  на  горизонтальный 
разъем корпусов подшипников устанавливаются 
индикаторы  часового  типа,  как  это  показано  на 
рис. 3.18. Взвешивание  нижней  половины  ци-
линдра  проводится  при  одинаковом  отрыве  лап 
на 0,05...0,10 мм  от  консольных  шпонок  или 
технологических прокладок (для турбин ХТЗ). В 
Рис. 3.18. Установка динамометра на консольной лапе цилиндра: 1 
случае значительной (более 500 кг) разницы на- —  индикатор;  2 — шток  динамометра; 3  —  закладная  прокладка;  4  — 
грузок на лапы (передние и задние попарно) не- консольная лапа; 5 — индикатор динамометра; 6 — тарельчатая пружи-
обходимо провести корректировку реакции опор  на; — корпус динамометра; — консольная шпонка 
цилиндра. 
3.4.6. Устранение дефектов 
Общее  состояние  поверхности  разъема  корпуса  цилиндра  определяется  визуальным  осмотром,  проверкой  разъема  по 
контрольной плите и по данным, полученным при снятии паспорта разъема в процессе контрольной сборки. Устранение не-
плотности разъемов производится частичной или полной шабровкой разъема по контрольной плите. 
Полная шабровка горизонтальных разъемов цилиндров в условиях станции представляет значительные трудности в свя-
зи  с  отсутствием  контрольных  плит  достаточных  размеров.  При  полной  шабровке  разъема  проводится  шабровка  верхней 
половины цилиндра по контрольной плите и краске с контролем плоскостности разъема по линейке (так как линейные раз-
меры плиты не достаточны). Нижняя половина цилиндра шабрится по исправленной верхней половине и краске. 
Так как в соответствии с [70] допускается закрытие покоробленных цилиндров, то в условиях станции чаще всего целе-
сообразно проводить частичную шабровку дефектных мест разъемов на основании формуляра замера зазоров в разъеме, об-
тянутом "на холодно". В случае наличия в разъеме зазора вблизи только одной шпильки для устранения зазора в разъеме при 
обтяжке "на холодно" обычно бывает достаточно шабровкой увеличить длину дуги до соседних шпилек.В процессе ревизии 
по виду мастики необходимо убедиться в отсутствии пропусков (присосов) пара; при этом необходимо отметить на контакт-
ных поясках верхнего и нижнего фланцев участки пропариваний и местных повреждений. 


 
Местные  дефекты  поверхности  разъема  (тре-
щины,  промоины)  при  необходимости  могут  уст-
раняться наплавкой в соответствии с требованиями 
[71, 72]. При  наплавке  разъема  необходимо  при-
нять меры для исключения возникновения "подре-
зов" в местах сплавления наплавляемого металла с 
основным.  После  наплавки  необходимо  наплав-
ленные  участки  шабрить  по  контрольной  плите  с 
использованием  в  качестве  базовых  неповрежден-
ных участков разъема. 
Трещины  в  литье  цилиндров  (рис. 3.19) обыч-
но  встречаются  в  местах  радиусных  переходов  по 
наружной  и  внутренней  поверхностям  (местах  из-
менения  линейных  размеров,  переходов  от  цилин-
дрической  поверхности  к  фланцу)  и  сварных  со-
единениях (места приварки фланцев и патрубков к 
литью). При обнаружении трещины, поврежденная 
зона  выбирается  до  полного  удаления  трещины  с 
помощью  шлифмашинки.  В  случае  значительных 
линейных  размеров  трещины  для  ее  "выборки" 
целесообразно  применять  оборудование,  исполь-
зуемое для воздушно-дуговой строжки (воздушно-
дуговой  резак,  сварочный  генератор  постоянного 
Рис. 3.19. Трещина в паровпускной части крышки ЦСД турбины 
тока,  воздушный  компрессор).  Воздушно-дуговая 
К-200-130 ЛМЗ 
строжка  производится  угольными  электродами 
диаметром 8...12 мм при постоянном токе не менее 
500 А. В случае применения оборудования этого типа для "выборки" трещин необходимо помнить, что в процессе "выбор-
ки", в районе выбираемой трещины на поверхности цилиндра, образуется подкаленная зона металла, которую необходимо 
удалить шлифмашинкой на глубину не менее 5 мм по всему периметру "выборки" для исключения возможности повторного 
возникновения  трещины  в  ремонтируемой  зоне.  Для  предотвращения  создания  концентратора  напряжения  в  выбираемой 
зоне металла предъявляются жесткие требования к геометрии выбранной зоны в зависимости от глубины трещины. 
Контроль полноты выборки при производстве работ выполняется визуально (развитие трещины хорошо видно при ме-
ханической обработке дефекта) и с помощью МПД, а заключение о полной выборке трещины принимается по результатам 
травления 10 % раствором азотной кислоты. После контроля протравленный слой металла также удаляется на глубину 1...2 
мм. 
Если глубина выборки трещины не превышает 15 % толщины стенки цилиндра, допускается оставлять такие дефекты 
без заварки [73]. 
Исправление дефектов (заварка выбранной зоны) производится в соответствии с требованиями [71] по специально раз-
работанному техпроцессу. 
Места абразивного и эрозионного износа в цилиндрах турбин, появляющиеся в разъемах, перегородках, расточках, вы-
ступающих деталях, омываемых интенсивным потоком влажного пара или пара, содержащего окалину, подлежат ремонту. 
Способ ремонта поврежденных мест определяется индивидуально. 
В случаях незначительных местных повреждений разъемов, перегородок и расточек производится зачистка поврежден-
ных мест, их последующая заварка никельсодержащими электродами (электроды ЭА-395/9; ЦТ-28; ЦТ-36)1 и шабровка ре-
монтируемого участка. 
В случаях значительных (по величине поверхности) повреждений расточек, после заварки необходима их механическая 
обработка с применением специальных приспособлений или демонтаж цилиндра с заводским ремонтом повреждений. 
В настоящее время для ремонта дефектов деталей, работающих в зоне температур до 300 °С, широко начали применять-
ся композиционные материалы на основе полимерных материалов. 
Поврежденная резьба болтов, шпилек, гаек и гнезд для шпилек фланцев разъема цилиндра должна быть исправлена со-
ответствующими запиловкой и зачисткой и вновь прорезана специальными прогонными гайками и метчиками. В случае не-
возможности исправления указанных дефектов или обнаружения недопустимого остаточного удлинения вследствие 
релаксации шпильки подлежат замене.
 
3.5. КОНТРОЛЬНАЯ СБОРКА 
После проведения всего объема ремонтных и регулировочных работ перед закрытием цилиндра необходимо произвести 
его контрольную сборку. В процессе контрольной сборки выполняются следующие работы: 
—  проверка наличия тепловых зазоров в сопрягаемых соединениях нижних и верхних половин всех деталей цилиндра; 
—  проверка и сдача представителю заказчика наличия зазоров в концевых, диафрагменных и надбандажных уплотнени-
ях по наклейкам; 
_________________________ 
1 Заварку дефектов корпусных деталей, в том числе и чугунных, целесообразно проводить указанными никельсодержащими электродами; при этом не 
происходит подкалки наплавленного металла, наплавленная поверхность хорошо обрабатывается и обеспечивается плотность сопрягаемых поверхностей. 
Применение  других  типов  электродов  без  последующей  термообработки  приводит  к  высокой  твердости  наплавленного  металла.  Из-за  неоднородности 
механических свойств в местах сплавления основного металла детали с наплавленным возможно возникновение переходов (обниженной зоны), что значи-
тельно снижает качество полученной поверхности. 


—  проверка и сдача представителю заказчика паспорта проточной части цилиндра; 
—  проверка и сдача представителю заказчика парового разбега ротора в цилиндре; 
—  проверка плотности горизонтального разъема цилиндра; 
—  проверка зазоров в уплотнениях. 
Для проверки зазоров обычно используют метод наклеек. С этой целью в канавках и на выступах, имеющихся на ва-
лу, в несколько слоев наклеиваются узкие полоски пластыря так, чтобы каждая последующая полоска была короче преды-
дущей на 8... 10 мм. Толщина одного слоя пластыря составляет 0,2 мм, общая толщина наклеек в одной канавке или на од-
ном выступе должна соответствовать максимальной величине зазора. Наклейки должны быть наклеены до укладки ротора в 
цилиндр. После установки ротора в цилиндр, сборки верхних половин обойм с диафрагмами и закрытия крышки цилиндра 
нужно провернуть ротор по часовой стрелке на 70...80, а затем в обратную сторону на 150...160 град. Уплотнительные греб-
ни оставят след на той ступеньке пластыря, которая имеет толщину, превышающую величину зазора. Определение величи-
ны зазоров выполняется после снятия крышки цилиндра, удаления ротора и осмотра следов касания гребней на наклейках. 
3.6. ЗАКРЫТИЕ 
Перед закрытием цилиндра необходимо выполнить следующие операции: 
—  из нижней половины цилиндра в обязательном порядке вынуть все детали проточной части; 
—  очистить все карманы, углы, малодоступные места от посторонних предметов; 
—  цилиндр продуть сжатым воздухом; 
—  удалить заглушки, установленные в отборах, камерах отсосов и подачи пара на уплотнения; 
—  проверить дренажи "на проходимость" (для этого ниже цилиндра дренажный трубопровод разрезается и наливом во-
ды проверяется его чистота, при необходимости дренаж продувается сжатым воздухом); 
—  расточки  под  обоймы  и  диафрагмы  натереть  сухим  чешуйчатым  графитом  или  дисульфидом  молибдена;  при  этом 
одновременно проверяется отсутствие забоин и заусениц в них. 
Нижняя половина цилиндра в таком виде предъявляется представителю эксплуатации (сдача "на чистоту"). Руководите-
лем  работ  совместно  с  представителем  эксплуатации  проверяется  отсутствие  посторонних  предметов  в  нижней  половине 
цилиндра, подводящих трубопроводах и других полостях, образованных не снимаемыми деталями цилиндра (паровыми ко-
робками и другими элементами) На рис. 3.20 показан пример осмотра труднодоступных мест с помощью зеркала. 
Картера подшипников также тщательно очищаются и сдаются "на чистоту". 
С  момента  принятия  нижней  половины  цилиндра  и  картеров  подшипников  "на  чистоту"  до  закрытия  цилиндра  он 
должен находиться под постоянным надзором со стороны представителя эксплуатации и руководителя работ. 
После сдачи нижней половины цилиндра "на чистоту" производится установка нижних половин деталей проточной час-
ти (обойм уплотнений, обойм диафрагм, диафрагм). Перед установкой все набираемые детали продуваются сжатым возду-
Рис. 3.20. Схема осмотра труднодоступных мест цилиндра (паровых и сополовых коробок) с помощью зеркала 
хом, проверяются на отсутствие посторонних предметов в полостях деталей и на отсутствие забоин на посадочных местах; 
проверяется стопорение от выпадения крепежных деталей. 
Значительную трудность при сборке цилиндров представляет установка внутреннего корпуса цилиндра в наружный из-
за наличия поршневых колец соединения патрубков внутреннего и наружного корпусов. При сборке происходят частые по-


ломки поршневых колец и повреждение поверхности уплотняемых патрубков. Для упрощения установки внутреннего кор-
пуса, после ревизии поршневых колец, целесообразно фигурный разрез поршневого кольца облудить мягким припоем, стя-
нуть поршневые кольца струбциной и запаять. Запаянные поршневые кольца не будут препятствовать сборке цилиндра, а во 
время  пуска  пайка  поршневых  колец  расплавится,  так  как  температура  плавления  мягких  оловянистых  припоев 270 °С; 
кольца займут свое рабочее положение и надежно уплотнят соединяемые патрубки. 
После установки нижних половин деталей проточной части проверяется правильность их установки в посадочные места. 
Для проверки отсутствия люфтов установленной детали один из участников производства работ становится ногами на пра-
вую и левую половину разъема установленной детали и пытается ее раскачать. В случае обнаружения люфтов в установке 
детали ее необходимо вынуть и установить заново или обстучать свинцовой кувалдой ее разъем до посадки детали на место. 
Набранная нижняя половина цилиндра снова продувается и предъявляется представителю эксплуатации. 
Производится укладка ротора. Перед укладкой ротор продувается, лопаточный аппарат осматривается на отсутствие по-
сторонних  предметов;  шейки  ротора,  торцы  полумуфт  и  отверстия  под  соединительные  болты  тщательно  протираются,  и 
ротор укладывается в цилиндр. После укладки ротора он в обязательном порядке проворачивается на один оборот. 
Производится закрытие верхних половин диафрагм, обойм диафрагм, обойм уплотнений и закрывается крышка цилинд-
ра. 
Перед  установкой  все  детали  верхних  половин  проточной  части  тщательно  продуваются,  осматриваются  на  предмет 
правильности сборки, отсутствия посторонних предметов, отсутствия забоин на присоединительных и сопрягаемых поверх-
ностях. Все сопрягаемые поверхности и резьбовые соединения натираются дисульфидом молибдена, а горизонтальные разъ-
емы цилиндров высокого давления чешуйчатым графитом. На горизонтальный разъем цилиндров среднего и низкого давле-
ния и на разъемы "каминов" для плотности наносится специальная мастика. Применяют несколько рецептов мастики [12, 13, 
15, 61]: 
—  для разъемов ЦСД 90...95 % вареной олифы и 10...5 чешуйчатого графита; 
—  для разъемов ЦНД 40 % чешуйчатого графита, 40 свинцового сурика и 20 свинцовых белил, разведенных в вареной 
олифе до сметанообразного состояния; 
—  50 % вареной олифы и 50 чешуйчатого графита; 
—  50 % льняного масла, из которого путем варки удаляют влагу и белковые вещества, и 50 чешуйчатого графита; 
—  50 % льняного масла, из которого путем варки удаляют влагу и белковые вещества, 20 чешуйчатого графита, 10 бе-
лил, 20 свинцового сурика. 
После сборки верхних половин проточной части цилиндра ротор проворачивается на один оборот, при этом про-
веряются зазоры в уплотнениях. 
Перед закрытием крышки проводится весь тот же комплекс мероприятий, как и по деталям верхних половин проточной 
части.  После  этого  крышка  поднимается  краном;  подвеска  крышки  тщательно  выверяется  так,  чтобы  положение  фланца 
разъема  крышки  в  горизонтальной  плоскости  в  осевом  и  поперечном  направлениях  строго  соответствовало  положению 
фланца разъема нижней половины цилиндра (параллельность фланцев). Перед поднятием крышки необходимо убедиться в 
хорошем закреплении в ней обойм, диафрагм и уплотнений. После поднятия крышки на 1,0... 1,5 м от уровня пола необхо-
димо тщательно обдуть крышку сжатым воздухом, протереть поверхности фланцев чистой тряпкой и убедиться в отсутствии 
задиров и забоин на его поверхности. После этого производится закрытие крышки цилиндра. После закрытия крышки в 
обязательном порядке ротор проворачивается на один оборот.
 
Собирается  крепеж  горизонтального  разъема.  Устанавливаются  на  место  (забиваются)  контрольные  шпильки  (болты, 
штифты). Производится обтяжка крепежа разъема литых цилиндров "на холодно". Обтяжка крепежа разъема литых цилинд-
ров "на холодно" и "на горячо" проводится от середины цилиндра к краям в соответствии со схемой завода (рис. 3.21), ука-
занной в технологии ремонта цилиндра, с обязательным контролем зазора в горизонтальном разъеме. При сборке цилиндров 
высокого давления и наличии шпилек разных диаметров первоначально производят затяжку крупных, а затем мелких шпи-
лек. 
Обтяжку  крепежа  сварных  цилиндров  проводят  от  карманов  картеров  подшипников  и  от  середины  средней  части  на 
внешние углы. Обтяжку сварных цилиндров рекомендуется проводить не менее двух раз. 
После затяжки крепежа "на холодно" производится проворот ротора не менее чем на 380° для определения отсут-
ствия механических задеваний. 
По результатам работ обязательно составляется акт на закрытие цилиндра (Акт на "скрытые работы"). 
Окончательная затяжка шпилек крепежа цилиндра диаметром 64 мм и более производится "на горячо" с контролем его 
удлинения. 
Необходимые удлинения шпилек различных турбин указываются в чертежах заводов-изготовителей и технологиях на 
ремонт цилиндров, там же приводятся ориентировочные значения дуг поворота гаек, обеспечивающие наилучшее прибли 
Рис. 3.21. Порядок обтяжки крепежа ЦВД турбины К-500-240 ХТЗ 

жение к требуемым величинам удлинения шпилек. Отсчет и разметка дуги поворота гаек производится после предвари-
тельной затяжки шпилек "на холодно". 
3.7. СБОРКА И УПЛОТНЕНИЕ ФЛАНЦЕВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИСОЕДИНЕННЫХ 
ТРУБОПРОВОДОВ 
После закрытия цилиндров турбины к ним присоединяются различные по назначению трубопроводы: пароперепускные 
трубопроводы; трубопроводы подвода и отсоса пара из корпусов уплотнений; рессивера, трубопроводы обогрева фланцев и 
шпилек и другие. 
Часть из этих трубопроводов имеет сварные соединения, а часть фланцевые. 
Сварные соединения более надежны и представляют трудности только при разборке в связи с необходимостью их резки. 
Фланцевые соединения паропроводов турбин выполняются воротникового типа (шип — паз). В соединениях такого типа 
прокладка устанавливается во впадину, в результате этого 
ограничивается ее перемещение в радиальном направлении и она не может быть выдавлена гидростатическим давлени-
ем рабочей среды. 
На большинстве трубопроводов в связи с высокими параметрами рабочей среды в качестве прокладочного материала во 
фланцевых соединениях для обеспечения плотности применяются металлические зубчатые прокладки. 
При  изготовлении  стальных  зубчатых  прокладок  допускается:  непараллельность  поверхностей  прокладки  в  пределах 
0,01 мм на 100 мм диаметра фланца, а чистота поверхности обработки не ниже RА 1,25. Основания зубцов прокладки долж-
ны выполняться с радиусом и не иметь подрезов, так как это может привести к образованию трещин в прокладке под дейст-
вием температурных напряжений. 
Для исключения возможности повреждения контактной поверхности фланцев материал металлических прокладок дол-
жен иметь твердость ниже твердости материала фланцев. 
Для перегретого пара при изготовлении металлических прокладок применяется сталь Х18Н9Т. 
Мягкие прокладки фланцевых соединений, применяемые для рессиверов, отсосов пара из уплотнений и других трубо-
проводов с низкими параметрами рабочей среды, изготавливаются из паранита. 
3.8. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ: 
1. Для чего цилиндры имеют горизонтальный и вертикальный разъемы? Как обеспечивается плотность этих разъемов? 
2. Зачем (почему) применяются двухкорпусные конструкции цилиндров? 
3. Чем обусловлено применение двухпоточных конструкций цилиндров? 
4. Почему корпуса различных цилиндров турбин (ЦВД, ЦСД, ЦНД) выполняются (изготавливаются) различными спо-
собами? 
5. Чем прежде всего определяется выбор марки материала, применяемого для изготовления корпусов цилиндров? 
6. На какие элементы обычно опираются корпуса литых цилиндров? Чем соединяются (фиксируются друг относительно 
друга) цилиндры, корпуса подшипников и фундаментные рамы? 
7. Дайте определение понятию — "фикспункт" турбины. 
8. Для чего предназначены вертикальные шпонки? Где они устанавливаются? 
9. Назовите величины рабочих зазоров, традиционно устанавливаемые заводами-изготовителями турбин в шпоночных 
соединениях. Каковы величины тепловых зазоров (гарантированные) по неработающим поверхностям? 
10. Назовите характерные неисправности, наиболее часто встречающиеся в процессе ревизии, ремонта и контрольной 
сборки цилиндров. 
11. Каковы основные причины возникновения неплотностей разъемов цилиндров? 
12. Каковы основные причины возникновения трещин в корпусах цилиндров? 
13. Укажите дефекты, вызывающие присосы воздуха в ЦНД? 
14. В результате чего происходит (может происходить) изменение реакций опор цилиндров? 
15. Назовите наиболее часто встречающиеся дефекты узлов сопряжения цилиндров с корпусами под шипников и фун-
даментными рамами. 
16. Почему может произойти отрыв лапы цилиндра от опоры? 
17. Перечислите последовательность и основные операции по вскрытию цилиндров после расхолажи вания турбины. 
18. Зачем и как производится маркировка деталей турбины при разборке? 
19. Как осуществляется разборка крепежа корпусов цилиндров, в частности на ЦВД? 
20. Как организуется снятие верхней половины корпуса цилиндра? Что такое "траверса"? 
21. Что такое "паспорт проточной части цилиндра", как и когда он заполняется? 
22. Как осуществляется ревизия корпусов цилиндров при ремонте? Что при этом проверяется? 
23. Какие методы неразрушающего контроля металла корпусов цилиндров наиболее часто используются? 
24. Как  осуществляется  проверка  коробления  цилиндров  и  определение  поправок  для  центровки  де  талей  проточной 
части? 
25. Как определить величины вертикальных перемещений деталей проточной части при затяжке разъема цилиндра? 
26. Как определяются и исправляются реакции опор цилиндров? 
27. Как устраняются местные дефекты поверхностей разъема? 
28. Как устраняются трещины в литых цилиндрах? 
29. Перечислите основные операции, которые выполняются в процессе контрольной сборки перед закрытием цилинд-
ров. 30. Как реализуется метод наклеек при проверке зазоров на этапе контрольной сборки цилиндров? 
31. Перечислите основные операции, предшествующие закрытию цилиндра. 
32. Какие основные трудности возникают в период сборки цилиндров, в частности при установке внутреннего корпуса 
цилиндра в наружный? 
33. Как проверяется правильность установки нижних половин деталей проточной части в посадочные места? 


Глава 4 
РЕМОНТ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ 
4.1. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ 
Диафрагмы  турбин  представляют  собой  кольцевые  перегородки,  которые  разделяют  внутреннюю  полость  проточной 
части на различные зоны с постепенно уменьшающимися давлением и температурой рабочей среды по ходу ее движения в 
цилиндре. В каждой диафрагме размещены неподвижные сопловые (направляющие) лопатки, проходя между которыми по-
ток пара ускоряется и приобретает направление, необходимое для входа в каналы, образованные рабочими лопатками. 
На рис. 4.1 показано принципиальное устройство диафрагмы, состоящей из двух полукольцевых пластин, имеющих го-
ризонтальный разъем, позволяющий установить ротор. Половины диафрагмы устанавливаются, соответственно, в верхней и 
нижней половинах цилиндра (при безобойменной конструкции цилиндров) или в верхней и нижней половинах промежуточ-
ной обоймы. Каждая половина диафрагмы состоит из соединенных между собой обода 2, 5, которым диафрагма сопрягается 
с обоймой, или корпусом турбины, тела 1, 6 и сопловых лопаток 3. Положение половин диафрагм относительно друг друга в 
осевом направлении фиксируется шпонкой 8, устанавливаемой в разъеме, а в поперечном — специальным штифтом или не-
большой вертикальной шпонкой. На внутренней расточке диафрагм размещены сегменты колец лабиринтовых уплотнений, 
предназначенные для уменьшения протечек из одной ступени в другую вдоль ротора. 
По своей конструкции диафрагмы можно подразделить на следующие основные группы: стальные (с залитыми лопатка-
ми, с наборными лопатками, сварные с приваренной решеткой лопаток) и чугунные (с залитыми в них лопатками) [7, 10, 15, 
55...57, 61, 74]. 
Стальные диафрагмы (рис. 4.2) изготавливаются сварными и устанавливаются в зонах высоких температур пара. К двум 
бандажам 7 и 8 приварены лопатки 9, а получившаяся решетка приварена к ободу 10 и к телу диафрагмы 1, 6. Периферийная 
часть некоторых сварных диафрагм со стороны выхода пара имеет кольцевой козырек для установки надбандажных уплот-
нений. На горизонтальном разъеме в нижних половинах стальных диафрагм закрепляются продольные шпонки 4, которые 
уменьшают  протечки  пара  и  обеспечивают  совпадение  плоскостей  обеих  половин  диафрагм  в  осевом  направлении.  Для 
улучшения условий 
сборки  и  исключения  перемещения  половин 
по  разъему  в  радиальном  направлении  на 
нижних половинах разъема закрепляется вер-
тикальная шпонка 5. 
Чугунные  диафрагмы  устанавливаются  в 
зонах  низких  температур,  они  выполняются 
литыми и представляют собой обод с плотно 
залитыми  в  них  лопатками  из  нержавеющей 
стали  (рис. 4.3). Ободы,  как  правило,  имеют 
влагоулавливающие  устройства.  Устанавли-
вают  литые  диафрагмы  в  корпусе  цилиндра 
аналогично  сварным  диафрагмам,  часть  ли-
тых диафрагм фиксируется в поперечном на-
правлении  не  вертикальной  шпонкой,  а  при-
гоняемыми,  радиально  установленными  в 
ободе винтами — "пинами". 
В  турбинах  низкого  давления  малой 
мощности  использовались  диафрагмы  с  на-
борными  направляющими  лопатками.  В  на-
борных  диафрагмах  паровой  канал  выфрезе-
Рис. 4.1. Принципиальное устройство диафрагмы: 
ровывается  в  лопатках,  которые,  в  свою  оче-
1,6 — тело диафрагмы; 2, 5 — обод; 3 — сопловые лопатки; 4 — лап-
редь, крепятся к телу диафрагмы (рис. 4.4). 
ки подвески диафрагмы в расточке цилиндра; 7 — продольная шпон-
По  конструктивному  исполнению  гори-
ка; 8 — шпонка; 9 — положение диафрагмы в расточке цилиндра 
зонтальный разъем диафрагм (рис. 4.5) может 
быть  прямым,  косым  и  комбинированным.  Разъем  стальных  диафрагм  выполняется  прямым.  Косой  и  комбинированный 
разъемы применяются в литых крупногабаритных диафрагмах с длинными лопатками для того, чтобы исключить разрезку 
лопаток, попадающих на разъем. 
В  турбинах  с  регулируемыми  отборами  пара  применяют  регулирующие  (поворотные)  диафрагмы,  выполняющие  две 
функции:  разделение  внутренней  полости  цилиндра на  отсеки  с различными  параметрами  пара  и регулирование  пропуска 
пара в последующие отсеки турбины. Поворотная диафрагма турбины Т-175-130 ТМЗ, представленная в качестве примера 
на  рис. 4.6, состоит  из  двух  половин,  соединенных  болтами  по  горизонтальному  разъему.  Перед  диафрагмой  со  стороны 
входа пара расположено поворотное стальное кольцо 2, также выполненное из двух сболченных половин. Четыре планки 
ограничивают перемещение поворотного кольца в осевом направлении. Поворот кольца производится сервомотором, распо-
ложенным вне цилиндра, через рычажную передачу, соединенную с серьгой 4. 
Для организации отборов пара из цилиндров между цилиндром и диафрагмами конструктивно выполнен дополнитель-
ный элемент — обойма диафрагм. Обоймы диафрагм представляют собой литые конструкции, состоящие из двух половин 
— верхней и нижней, соединяемых между собой фланцами горизонтального разъема и скрепляемых шпильками. На перифе-
рийной части обойм выполнен кольцевой выступ (зуб) для установки в соответствующей расточке цилиндра. Типовая кон-
струкция обоймы показана на рис. 4.7. В некоторых случаях (для уменьшения радиальных размеров обойм) при размещении 
усиков уплотнений на бандажах рабочих лопаток во внутреннюю расточку обойм диафрагм напротив бандажей рабочих ло-
паток турбины устанавливаются усики надбандажных уплотнений или металлокерамические вставки. 



 
Рис. 4.2. Стальная сварная диафрагма турбины К-300-240 ЛМЗ: 
1,6 — тело диафрагмы; — цилиндр (обойма); — лапки подвески диафрагмы; — продольная шпонка разъема диафрагмы; 5 — вертикальная шпон-
ка разъема диафрагмы; 7,8 — бандаж; 9 — лопатки; 10 — обод; 11 — крепежный винт 


 
Рис. 4.3. Литая чугунная диафрагма: 
1,9 — обойма диафрагмы; 2 — вертикальная шпонка; 3,7 — тело диафрагмы; — лапка подвески нижней половины диа-
фрагмы; 5 — лапка подвески верхней половины диафрагмы; 6 — сегмент уплотнения; 8 — направляющая лопатка; 10 — 
регулировочный пин; 11 — вертикальная шпонка разъема диафрагмы; 12 — крепежные винты лапок подвесок диафрагмы; 
13 — сухарь подвески верхней половины диафрагмы; 14, 15 — регулировочные пластины лапок подвески 
 







 
  
 
 
Рис. 4.4. Способы крепления направляющих лопаток в наборных диафрагмах: а — конструк-
ция фирмы "Вумаг"; б — конструкция фирмы "АЕГ"; в — конструкция фирмы "ДЖИИ" 
 
Рис. 4.5. Разъемы диафрагм: 
а — прямой разъем; б — косой, в — комбинированный 


 
Рис. 4.6. Поворотная диафрагма 
Диафрагмы  устанавливают  непосредственно  во  внутренние  расточки  цилиндров  или  обойм  и  закрепляют  таким  образом, 
чтобы они могли при нагревании свободно расширяться в радиальном направлении, не оказывая давления на стенки цилин-
дра или обоймы. Для этого между наружной цилиндрической поверхностью диафрагмы и расточкой цилиндра или обоймы 
предусмотрен тепловой радиальный зазор, составляющий обычно 2...3 мм. 
Цилиндрические расточки определяют также осевое положение диафрагм в проточной части. Вследствие разности дав-
лений по обе стороны диафрагма прижимается кольцевой поверхностью обода к расточке корпуса; для обеспечения тепло-
вых расширений обод диафрагмы входит в расточку с осевым зазором О1...0,3 мм. 
Диафрагмы устанавливаются в цилиндрическую расточку с помощью системы подвесок и шпонок или штифтов. Для ус-
тановки диафрагм в цилиндрах и обоймах применяют схемы, показанные на рис. 4.8. 
В вертикальной плоскости нижняя половина диафрагмы подвешена на шпонках 5, верхняя половина устанавливается на 
нижнюю и крепится с помощью штифтов и шпилек 2. Верхние половины диафрагм подвешиваются в верхней половине ци-
линдра с помощью специальных подвесок и при закрытии свободно ложатся на разъем нижней половины. В поперечной 
плоскости положение диафрагм фиксируется с помощью шпонки или радиально установленных штифтов. 
Обоймы  и  диафрагмы  имеют  на  наружной  поверхности  обода  зуб,  который  входит  в  кольцевую  проточку  в  цилиндре 
или  обойме,  фиксируя  их  осевое  положение.  Ширина  зуба  меньше  ширины  проточки  на 0,10...0,25 мм,  что  обеспечивает 
возможность снятия и установки как верхних половин цилиндров, так и самих обойм и диафрагм. У чугунных диафрагм зуб 
выполняется меньше паза на 1,5...2,0 мм и со стороны паровпуска в зуб вставляются стальные штифты, за счет которых вы-
держивается требуемый зазор. На рис. 4.9 показан пример установки нижней половины сварной диафрагмы в обойму. 
Для правильного соединения верхней и нижней половин и для исключения (ограничения) пропуска пара через горизон-
тальный разъем в нем устанавливается система шпонок, а сам разъем тщательно пригоняется путем шабровки. На рис. 4.10 
показан общий вид узлов соединения верхней и нижней половин диафрагмы. 
Существенные конструктивные различия имеют диафрагмы активных ступеней и направляющие аппараты реактивных 
ступеней. Направляющие аппараты реактивных ступеней в отличие от рассмотренных выше диафрагм активных ступеней не 
несут  значительных  осевых  усилий  и  выполняются  со  значительно  более  легкими  элементами  конструкции.  В  эксплуати-
руемых в настоящее время на электростанциях паровых турбинах, выпускавшихся отечественной промышленностью, реак-
тивные ступени практически не применяются. 
 



 
 


 
Рис. 4.8. Способы установки диафрагм в расточку: 
а — установка диафрагмы с помощью подвесок и вертикальной шпонки в нижней половине, верхняя половина диафрагмы 
крепится с помощью крепежа; б — установка диафрагмы с помощью подвесок и вертикальных шпонок в нижней и верхней 
половине;  в,  г  —  установка  диафрагмы  с  помощью  подвесок  и  штифтов;  1  —  шпонки  для  центровки  диафрагмы; 2 — 
шпилька; — верхняя половина диафрагмы; — ротор; 5 — шпонки для подвески нижней половины диафрагмы; — ниж-
няя половина диафрагмы; 7 — корпус цилиндра; 5 — шпонки для подвески верхней половины диафрагмы; — штифт 
 
Отдельно  необходимо  обратить  внимание  на  конструкцию  и  установку  сопловых  аппаратов  регулирующих  ступеней 
ЦВД и первых ступеней давления однопоточных цилиндров среднего и низкого давления. 
Для организации парциального подвода пара к регулирующей ступени ЦВД ее сопловой аппарат на большинстве турбин 
состоит из нескольких (чаще всего четырех) отдельных групп сопел, устанавливаемых в отдельные герметичные камеры — 
паровые коробки. Таким образом, сопловой аппарат регулирующей ступени представляет собой четыре отдельных сегмента, 
установленных в одной плоскости в кольцевую "т-образную" расточку сопловых коробок (рис. 4.11). Для устранения проте-
чек пара по "т-образной" расточке паровых коробок на концах сегментов сопел в специальные пазы устанавливаются уплот-
няющие шпонки, от смещения в паровой коробке сегменты удерживаются стопорными штифтами. 
Для уменьшения линейных размеров одно поточных цилиндров среднего и низкого давления первая ступень давления 
этих  цилиндров  устанавливается  в  кольцевую  "т-образную"  расточку  входной  сопловой  камеры  цилиндра  и  представляет 
собой два полукольца, закатываемых в расточку. 
В зависимости от условий работы диафрагм (температура пара, усилия воспринимаемые диафрагмой, и пр.) для 
их изготовления применяются различные материалы [7,15, 55, 61, 74]. 
Для температуры пара до 250 °С применяются чугунные диафрагмы, изготовленные из чугуна марок СЧ-18-36, СЧ-21-
40, СЧ-24-44, с залитыми в них штампованными лопатками из нержавеющей стали 12X13. 
При температуре до 300 °С диафрагмы могут быть изготовлены из перлитного чугуна марки СЧ-28-48. 
При температурах свыше 300 °С применяются стальные диафрагмы. При температурах до 450 °С для изготовления тела 
и ободьев диафрагм применяется листовой прокат из малоуглеродистых сталей марок 15, 20; при температурах 450...530 °С 
поковки из хромомолибденовых сталей марок 20ХМ, 15ХМА, 20ХМА; при температурах 530...565 °С поковки из хромомо-
либденованадиевых сталей марок 12ХМФ, 20ХМФ, ЭИ-10 (20Х1М1Ф). 
Направляющие  лопатки  для  сварных  диафрагм,  работающих  при  температуре  до 480 °С,  изготовляются  из  хромистой 
нержавеющей стали марок 12X13, 20X13; при температуре до 550 °С — из стали марки 15X11МФ, а при температуре до 580 
°С — из стали марки ЭИ-802. 
 


 
Рис. 4.9. Установка сварной диафрагмы в обойму: 1 — диафрагма; 2 — обойма; — подвеска диафрагмы; 
— продольная шпонка; 5 — поперечная шпонка 



 
 
 
 
Рис. 4.10. Узлы соединения верхней и нижней половин диафрагм: 
1 — обойма; 2 — лапки подвески диафрагмы; — продольная шпонка; 
— поперечная шпонка; 5 — регулировочная пластина 
 
Рис. 4.11. Сопловая коробка регулирующей ступени 

4.2. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ 
В процессе ревизии и ремонта диафрагм и обойм обнаруживаются дефекты, требующие их устранения. Наиболее часто 
встречаются следующие неисправности [1, 12, 13, 15, 62, 63, 74]: 
• Неплотность горизонтального разъема, которая происходит по следующим причинам: 
а)  дефекты изготовления или ремонта; 
б)  деформация деталей в процессе эксплуатации (нарушения режимов пусков, остановов или набора нагрузки, попада-
ние воды в проточную часть); 
в)  размывание водой в зоне фазового перехода; 
г)  абразивный износ окалиной, попадающей из трубопроводов острого пара или промперегрева 
• Механические повреждения входных и выходных кромок, которые возникают в результате: 
а)  осевых задеваний ротора о диафрагму; 
б)  попадания постороннего металла (оставленные посторонние предметы во время сбор ки турбины, элементы разру-
шенных деталей проточной части турбины, паропроводов или котла).Абразивный износ выходных кромок диафрагм ЧВД и 
ЧСД
— происходит из-за интенсивного окалинообразования в трубопроводах острого пара и промперегрева. 
• Эрозионный износ выходных кромок диафрагм, работающих в зоне фазового перехода и в зоне влажного пара, вплоть 
до сквозного промыва выходной кромки. 
• Абразивный износ мест заделки направляющих (сопловых) лопаток в тело диафрагмы. 
•  Эрозионный размыв мест заделки направляющих (сопловых) лопаток в тело диафрагмы струями воды, которая осе-
дает в канале и движется вдоль профиля 
• Остаточный прогиб тела диафрагмы — происходит из-за повышенных нагрузок, действующих на диафрагму, при за-
носе солями направляющих лопаток, забросах воды в турбину, недостаточной прочности диафрагмы. 
• Деформация обойм и диафрагм в радиальном направлении — происходит из-за нарушения технологии ее изготовления, 
нарушения режимов пусков турбин, остановов или набора нагрузки, попадания воды в проточную часть и тому подобного. 
• Трещинообразование в теле диафрагмы. 
• Солевой занос — происходит из-за нарушения водно-химического режима. 
• Повреждения подвесок диафрагм — происходит чаще всего в результате вибрации де талей после некачественной 
сборки, например, при увеличенных тепловых зазорах в соединениях. 
• Увеличенный зазор в поперечной шпонке — происходит в результате некачественного ремонта и сборки, вибрации диа-
фрагм и обойм в поперечной плоскости. 
• Размыв зуба диафрагм (обойм) под расточку в корпусе — происходит в результате коробления диафрагм и разуплот-
нения расточки. 
• Потеря упругости и изменение формы плоских пружин диафрагменных уплотнений. 
• Увеличенные зазоры в надбандажных уплотнениях могут возникать вследствие: 
а)  некачественной пригонки зазоров во время монтажа или ремонта; 
б)  отсутствия теплового зазора между сегментами в кольце уплотнения; 
в)  механических задеваний во время эксплуатации. 
• Механические повреждения усиков надбандажных уплотнений происходят чаще всего в результате: 
а)  попадания постороннего металла в результате некачественной сборки; 
б)  разрушения деталей во время эксплуатации. 
4.3. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ ДИАФРАГМ И ОБОЙМ 
4.3.1. Разборка и ревизия 
Для ревизии состояния обойм и диафрагм и устранения обнаруженных дефектов во время вскрытия цилиндра произво-
дится разборка верхних и нижних половин диафрагм и обойм диафрагм. Одновременно с этим производится разборка уп-
лотнений и обойм уплотнений. В процессе разборки выполняется визуальный осмотр и предварительная дефектация разби-
раемых узлов. Все обнаруженные дефекты должны быть записаны в журнал. 
При  конструкциях  турбин,  в  которых  диафрагмы  устанавливаются  в  обоймы,  после  снятия  крышки  цилиндра  следует 
выполнить проверку правильности положения обойм в цилиндре, так как при короблениях цилиндра или обойм возможны 
отклонения гребней обойм от вертикали. 
До выемки ротора из цилиндра необходимо произвести замеры осевых зазоров между дисками и диафрагмами с 
обеих сторон по бандажам лопаток и промежуточным телам, а также радиальных зазоров между гребнями уплотне-
ний диафрагм и валом. 
Зазоры измеряются с помощью плоских, клиновых и длинных ленточных щупов при осевом поло-
жении ротора, отжатом в упорном подшипнике на рабочие колодки. 
После  проверки  зазоров  производится  выемка  обойм  с  диафрагмами  или  отдельно  диафрагм  (при  отсутствии  обойм). 
Для этого в специальные резьбовые отверстия, имеющиеся в диафрагмах и обоймах, вворачиваются "рымы". Выемка осу-
ществляется малым крюком крана с помощью стального троса. 
Диафрагмы, особенно чугунные, иногда заклиниваются в корпусе цилиндра. Причиной этого может быть большой соле-
вой занос или недостаточные тепловые зазоры. Выемка заклинивших диафрагм производится после обильного смачивания 
мест заедания керосином и обстукивания диафрагм свинцовой кувалдой по торцам и стыку. 
Выемка диафрагм из обоймы производится после установки обоймы на подкладки или в специальные кассеты. Вынутые 
диафрагмы укладываются на доски или резиновые маты (изготовленные из старой транспортерной ленты) и маркируются. 
После разборки обойм уплотнений, обойм диафрагм и самих диафрагм необходимо выполнить их ревизию. В процессе 
ревизии выполняются следующие операции: 
• разборка,  ревизия,  дефектация  и  отбраковка  всех  крепежных  и  стопорных  элементов  обойм  уплотнений,  обойм  диа-

фрагм, самих диафрагм, сегментов уплотнений и пружин; 
• очистка от окалины и солевых отложений лопаточного аппарата и расточек обойм уплотнений, обойм диафрагм, самих 
диафрагм  и  сегментов  уплотнений  методами  ручной механической  очистки, а  также  очистка деталей  с  помощью  пескост-
руйных аппаратов мелкими фракциями песка (использование дроби запрещается) и установок высокого давления "мокрой" 
золоочистки; 
• ревизия, визуальный осмотр расточек под установку сопрягаемых деталей (цилиндр— обойма, цилиндр—диафрагма, 
обойма—диафрагма) и контроль их линейных размеров при визуальном осмотре. Следует обратить особое внимание на от-
сутствие выработки (износа) рабочих поверхностей; 
• проверка прогиба тела диафрагм; 
• проверка эллипсности по внутренним расточкам и наружным диаметрам; 
• окончательный  визуальный  контроль,  а  при  необходимости — контроль  металла  дефектных  мест  неразрушающими 
методами контроля. 
Поверхности обойм и диафрагм подлежат тщательной очистке от отложений, ржавчины и грязи шаберами и стальными 
щетками, а лопатки — тонкой наждачной бумагой; очищаемые поверхности нужно предварительно смочить керосином, а по 
окончании чистыми тряпками. В настоящее время все чаще для очистки деталей стали применяться пескоструйные аппара-
ты с использованием мелких фракций песка и установки высокого давления со специальными насадками для мокрой золо-
очистки. 
После очистки диафрагм и расточек обойм от грязи и отложений необходимо выполнить тщательный осмотр: для выяв-
ления возможных трещин на обоймах, на полотне диафрагм и у шпоночных пазов; контроля коробления обойм, деформации 
и коррозии полотна диафрагм, а также наличия механических повреждений, следов задевания дисков ротора за диафрагмы и 
повреждений промежуточных диафрагменных уплотнений. 
Необходимо также проверить плотность прилегания разъема обеих половин диафрагм по краске с контролем на отсутст-
вие излома по посадочной поверхности зуба под установку в расточку цилиндра. 
Состояние заделки лопаток в полотно и обод диафрагмы может определяться по звуку (дребезжанию) при обстукивании 
каждой лопатки молотком. 
По результатам ревизии и визуального осмотра определяются объемы необходимых ремонтных работ и замены дефект-
ных деталей. 
4.3.2. Устранение дефектов 
Работы по ремонту диафрагм и обойм диафрагм, как правило, включают в себя: 
• ремонт горизонтального разъема и исправление шабровкой качества прилегания верхних и нижних половин обойм 
концевых уплотнений, обойм диафрагм и самих диафрагм; 
• ремонт расточек с восстановлением линейных размеров под установку сопрягаемых де талей в аксиальном направле-
нии. 
Со стороны входа пара повреждение расточки происходит обычно в местах установки дистанционных штифтов вследст-
вие вибрации установленной в расточку детали. Чаще всего достаточно вместо ремонта поверхности расточки произвести 
рядом со штатными штифтами наплавку новых дистанционных "пятаков" электродами типа ЭА-395/9 (ЦТ-28; ЦТ-36) и при-
гнать их по микрометру в размер паза расточки за вычетом величины технологического зазора на посадку детали в расточку 
(0,10...0,15 мм). 
При  повреждениях  торцевой  поверхности  расточки  со  стороны  выхода  пара  может  быть  выполнен  ее  частичный  или 
полный ремонт; объем ремонта зависит от величины повреждений. 
Частичный  ремонт  производится  наплавкой  поврежденных  мест  электродами  типа  ЭА-395/9 (ЦТ-28;  ЦТ-36)  и  после-
дующей шабровкой наплавленных мест. 
Полный ремонт производится наплавкой поврежденных мест электродами типа ЭА 395/9 (ЦТ-28; ЦТ-36) и последую-
щей проточкой наплавленных мест; проточку обойм производят на карусельном станке. Для проточки цилиндров непосред-
ственно  на  месте  установки  применяют  специальные  приспособления,  устанавливаемые  на  борштангу.  В  случае  полного 
ремонта торцевой поверхности расточки может потребоваться аксиальное смещение устанавливаемой в расточку детали для 
восстановления осевых зазоров проточной части. 
• Устранение эллипсности по наружной цилиндрической поверхности зуба обоймы (диафрагмы), устанавливаемого в 
расточку сопрягаемого узла, производится проточкой этой поверхности на токарном или карусельном станках с предвари-
тельным демонтажем лапок под вески детали в расточке. Наличие значительной эллипсности по расточкам может привести 
к отсутствию тепловых зазоров между сопрягаемыми деталями (диафрагма—цилиндр; диафрагма—обойма, обойма—
цилиндр) и к изменению их взаимного расположения на режимах пусков и набора нагрузки турбины. 
• Ремонт подвесок обойм и диафрагм может включать в себя исправление крепления под весок, восстановление их гео-
метрических размеров и устранение других механических дефектов. 
• Устранение механических повреждений входных и выходных кромок лопаток опиловкой. 
• Рихтовка помятых выходных кромок направляющих лопаток. 
• Восстановление выходных кромок лопаток диафрагм, сопловых и направляющих аппаратов обычно производится ме-
тодом наплавки выходных кромок. Наплавка является временной мерой, так как при ее выполнении практически невозмож-
но обеспечить необходимое качество поверхности выходных кромок лопаток. Это приводит к снижению экономичности 
работы ступени. Как показывает опыт, во многих случаях, в силу разных причин, срок службы восстановленных наплавкой 
выходных кромок значительно меньше межремонтного периода турбины. 
Для сварных диафрагм в последнее время применяется метод восстановления выходной кромки с вырезкой поврежден-
ного участка и последующей установкой с помощью сварки новой выходной кромки [75]. 
Для  вырезки  каждой  поврежденной  кромки  диафрагма  выставляется  на  горизонтально-расточном  станке  под  углом  к 
внутренней образующей выходной кромки. Вырезка поврежденной части выходной кромки производится вместе с частью 
тела диафрагмы (в теле диафрагмы с обеих сторон соплового канала создаются площадки шириной 2...3 мм); на образовав-

шуюся  прямоугольную  площадку  устанавливается  подготовленная  плоская  шлифованная  пластина  с  фасками  под  сварку, 
изготовленная из материала направляющей лопатки (толщина устанавливаемой пластины должна быть немного больше, чем 
толщина  оставшейся  части  направляющей  лопатки).  По  периметру  установленной  новой  выходной  кромки  производится 
обварка (эта операция должна производиться по специально разработанной технологии). В зависимости от требований тех-
нологии может производиться последующая термообработка восстановленной диафрагмы. 
После выполнения всех операций диафрагма вновь выставляется на горизонтально-расточном станке под тем же углом к 
наружной образующей выходной кромки и производится механическая обработка наружной поверхности выходной кромки 
с формированием профиля выходной кромки и удалением объема лишнего наплавленного металла. 
После механической обработки производится слесарная доработка выходных кромок лопаток. 
В соответствии с указанной технологией в период капитального ремонта 1993 г. турбины К-500-240-2 ХТЗ Рефтин-
ской ГРЭС ст. № 8 был произведен ремонт соплового аппарата. В качестве материала для ремонтируемых выходных кро-
мок были использованы хвостовики поврежденных лопаток регулирующей ступени (раскованые в пластины). Для увеличе-
ния  срока  службы  соплового  аппарата  толщина  выходных  кромок  была  увеличена  на 0,5 мм.  До  капитального  ремонта 
1993 г. сопловой аппарат двух наиболее нагруженных сегментов заменялся в каждый предыдущий капитальный ремонт из-
за  повреждения  выходных  кромок  под  воздействием  абразивного  износа.  Отремонтированный  по  указанной  технологии 
сопловой аппарат отработал межремонтный период. При вскрытии турбины в очередной капитальный ремонт (2000 
г.) 
выходные кромки не имели дефектов в местах приварки и сквозного абразивного износа. 
Кроме указанных операций в процессе ремонта также необходимо выполнить следующие операции: 
• восстановление колодцев в цилиндрах и обоймах под подвески обойм и диафрагм путем наварки металла на повреж-
денные места с последующей слесарной или механической обработкой. Слесарная обработка производится с помощью 
шлифовальных машинок с последующей шабровкой ремонтируемого участка. Механическая обработка производится с по-
мощью переносных фрезерных приспособлений; 
• восстановление мест заделки лопаток в тело сварных диафрагм производится с помощью электродуговой сварки по 
технологии завода или по другим технологиям, разработанным на основании [71]. 
Для восстановления мест заделки лопаток в тело чугунных диафрагм, наряду с традиционными методами электродуго-
вой сварки, в настоящее время стали широко применяться различные композиционные материалы. 
Для предотвращения повторного размыва тела чугунных диафрагм ТМЗ предлагает прорезать выходные кромки лопаток 
в месте размыва на длину до 50 мм (ширина прорези 6.. .7 мм) и выполнить сквозное сверление диаметром 10 мм в конце 
прорези. 
При замене диафрагм, а также при восстановлении расточек под их установку возникает необходимость изменения (вос-
становления) осевого положения обойм и диафрагм для регулировки аксиальных зазоров в уплотнениях. Смещение диафрагм 
производится путем проточки зуба диафрагмы (обоймы), устанавливаемого в расточку цилиндра (обоймы) с той стороны, в 
которую необходимо ее сместить. 
При этом 
—  если необходимо сместить диафрагму (обойму) в сторону большего давления, то есть против хода пара, то ответная 
поверхность зуба (стороны выхода пара) должна быть восстановлена полностью путем установки кольцевой "наделки" или 
наваркой сплошного уплотняющего пояска для исключения протечек пара по расточке; 
—  если необходимо сместить диафрагму (обоймы) в сторону меньшего давления, то есть по ходу пара, ответная по-
верхность зуба может не восстанавливаться; при этом достаточно установки дистанционных штифтов или наварки дистан-
ционных пятаков. 
4.3.3. Сборка и центровка 
Сборка диафрагм и обойм выполняется теми же приемами, которые применялись при их выемке. Правильная сборка и 
установка диафрагм заключается прежде всего в их центровке и фиксации аксиального и радиального положений в корпусе 
цилиндра или обойме. После укладки половин диафрагм в обоймы или непосредственно в корпус цилиндра необходимо вы-
полнить проверку правильности центровки диафрагм в обоймах и обойм в цилиндре, а также проверить достаточность ради-
альных и осевых зазоров в посадочных местах между гребнями обойм, диафрагм и пазами цилиндра. 
Радиальные  зазоры  между  гребнями  диафрагм  (обойм)  и  пазами,  в  которые  они  вставляются,  проверяются  снятием 
свинцовых оттисков. Для замера этих зазоров в крышке цилиндра, сверху, на гребень диафрагмы (обоймы) и на плоскость 
разъема укладывается свинцовая проволока; зазор определяется по разности между толщиной оттиска сверху и полусуммой 
толщин оттисков на плоскости разъема. Для замера зазоров в нижней половине цилиндра свинец укладывается под лапки 
диафрагмы (обоймы) и под гребень продольной шпонки. 
Проверка правильности центровки диафрагм должна показать такое их положение, при котором ось, проходящая через 
центры их расточек для уплотнений, совпадает с осью ротора турбины при ее нормальном тепловом состоянии во время ра-
боты. Это требует учета перемещения ротора при вращении на рабочей частоте путем смещения диафрагм и обойм уплотне-
ний на 0,1 мм влево при правом вращении и вправо при левом вращении ротора. Кроме того, должны быть учтены поправки 
на изменения зазоров концевых и промежуточных уплотнений при тепловых расширениях турбины и поправки на коробле-
ние цилиндров (определение величины поправок на коробление цилиндра описано в разделе "Ремонт цилиндров"). 
После выполнения центровки валопровода и определения положения роторов относительно масляных расточек корпу-
сов подшипников (в отличие от монтажа, где положение роторов определяется по паровым расточкам) роторы вынимаются, 
устанавливаются детали нижней половины проточной части статора: нижние половины обойм уплотнений, обойм диафрагм 
и самих диафрагм. При определении пространственного положения роторов масляные расточки выбираются за базу, так 
как изменение их положения в процессе ремонта крайне затруднено (в отличие от паровых расточек литых цилиндров, по-
ложение которых может изменяться корректировкой толщины консольных шпонок для изменения их положения относи-
тельно роторов или исправления реакции опор цилиндров).
 
Для центровки деталей статора в замеренные расточки под масляные уплотнения выставляется специальное приспособ-




ление — борштанга или настраивается оптическая труба (лазерное приспособление для центровки). Иногда при ремонте ис-
пользуется калибровый вал, который устанавливается в подшипники. Положение нижних половин обойм уплотнений, обойм 
диафрагм и самих диафрагм определяется относительно приспособления для центровки, установленного в ось ротора (рис. 
4.12). 
Для центровки оптическими приборами (рис. 4.13) на разъеме корпуса турбины устанавливают кронштейн с рамкой для 
крепления зрительной трубы. В рамку заводят зрительную трубу, а 
в расточки под уплотнения корпуса турбины — центроискатели с 
марками, за которыми установлен освещенный экран. Зрительную 
трубу выверяют по двум центроискателям в горизонтальной и вер-
тикальной  плоскостях  относительно  центров  контрольных  расто-
чек. 
Перед проведением замеров положения деталей цилиндра все они 
должны  быть  отжаты  влево.  Перед  проведением  замеров  необхо-
димо  также  проверить  зазоры  в  вертикальных  шпонках,  для  чего 
каждую установленную деталь отжимают слесарной монтировкой 
влево до упора; на установленную деталь настраивается индикатор 
часового типа и деталь отжимается вправо; операция повторяется 
2...3  раза  для  точного  определения  люфта  детали  в  шпоночном 
соединении.  Если  величина  перемещения  детали  относительно 
Рис. 4.12. Схема производства замеров положения 
шпонки больше разрешенного формуляром зазора, то в процессе 
деталей проточной части от борштанги или калибро-
центровки  необходимо  восстановить  шпоночный  паз  до  требуе-
вого вала 
мых размеров (наварить и припилить). 
Рис. 4.13. Комплект приспособления для оптической центровки деталей проточной части: 
а — оптическая труба: 1 — видоискатель; 2 — винт наведения на резкость; 3,7 — микрометрические винты перемещения визира в вертикальной и гори-
зонтальной плоскостях; — оптическая труба; — зеркальный уровень (с ценой деления 0,01 мм); — кронштейн; б — центроискатель: — мерные 
штанги; — центроискатель; — измерительная марка; — мерные удлинители штанг 
С помощью борштанги или оптической трубы проводится замер положения центруемых деталей относительно оси рото-
ра. При измерении с помощью зрительной трубы в расточку устанавливают центроискатель с маркой и, визируя марку, оп-
ределяют координату в вертикальной плоскости центра расточки. При центровке с помощью калибрового вала, уложенного 
на  опорные  вкладыши,  положение  обоймы  (диафрагмы)  определяется  при  измерении  микрометрическим  нутромером  или 
мостиком со штихмасом расстояния от вала до расточек в трех направлениях. 
Запись  полученных  замеров  представляется  в  виде,  показанном  в  качестве 
примера на рис 4.14. 
Для определения по полученным данным положения детали относительно оси 
валопровода  должно  быть  выполнено  приведение  замеров  к  нулю  (то  есть  наи-
меньший по величине замер вычитается из всех остальных). 
При определении величины перемещения деталей проточной части диафрагм, 
обойм диафрагм, обойм уплотнений необходимо вводить поправки на центровку: 
•  на коробление цилиндра (определение величины поправки описано в разде-
ле "Ремонт цилиндров"); 
•  на коробление (эллипсность) внутренних расточек диафрагм, обойм диа-
фрагм, обойм 
уплотнений; 
• на величину статического прогиба ротора (рис. 4.15) (при центровке по оп-
тической трубе) и разность величин статического прогиба ротора и приспособле-
ния, с помощью которого производятся замеры положения детали (в случае при-
менения  оптической  трубы  пользуются  заводскими  таблицами  поправок  на  цен-
Рис. 4.14. Пример записи замеров поло- тровку). 
жения детали: 
Для определения статического прогиба борштанги (ротора) можно исполь-
а — замеренная  величина  зазоров  по  щупу;  б  
зовать следующую методику: борштанга берется стропом на "удавку" в центре 
приведенная величина зазоров к 0 



Рис. 4.15. Эскиз статического прогиба ротора 
__________________________________________________________________ 
ее тяжести, рядом со стропом и в местах опор в вертикальной плоскости 
устанавливаются  индикаторы  часового  типа,  борштанга  приподнимается 
краном  до  отрыва  опор.  Величина  статического  прогиба  равна  половине 
разности между показаниями индикатора в месте крепления стропа и полу-
суммой показаний индикаторов в местах установки опор борштанги.
 
Пример.  В  процессе  замеров  определено,  что  точки  расточки  детали 
удалены от приспособления на Л = 0,96; Н = 1,20; П 1,56. Замеры являются относительными замеренными по щупу (зазор 
между приспособлением, установленным на борштанге, и расточкой детали).
 
После приведения замеров к нулю получим Л =0; Н = 0,24; П = 0,60 (см. рис. 4.14,б
Суммы зазоров в горизонтальной и вертикальной плоскостях равны (так как диаметр описываемой приспособлением 
окружности — величина постоянная) и, следовательно, верхний зазор равен 0,60—0,24 = 0,36 мм, то есть смещение цен-
тра расточки в вертикальной плоскости составляет (0,36
0,24)/2 = 0,06 мм при условии отсутствия эллипса в расточке 
детали. Таким образом, центр расточки детали относительно оси ротора смещен вправо на 
0,30 мм и вверх на 0,06 мм. 
Перемещение диафрагмы по горизонтали и вертикали производится в зависимости от конструкции крепления диафраг-
мы и от положения диафрагмы по отношению к плоскости разъема. 
При установке диафрагм на лапках и наличии вертикальной шпонки, перемещение по вертикали производится путем из-
менения толщины прокладок под лапками нижней половины диафрагмы или опиловкой этих лапок, а перемещение по гори-
зонтали — поворотом диафрагмы вокруг продольной шпонки (рис. 4.16). При необходимости перемещения диафрагмы вле-
во на величину б под правую лапку устанавливается прокладка толщиной б, а под левой лапкой вынимается прокладка тол-
щиной б или производится опиловка на ту же величину; при необходимости перемещения диафрагмы вправо производится 
установка прокладки под левую лапку и выемка такой же прокладки под правой. 
При установке диафрагм на штифтах перемещение диафрагмы по горизонтали и вертикали производится соответствую-
щей опиловкой или заменой установочных штифтов. 
Верхние половины диафрагм центруются по установленным нижним половинам с расчетом получения зазоров по лап-
кам диафрагм и обойм в пределах допусков; при этом должно быть обеспечено правильное прилегание плоскостей разъема 
обеих половин диафрагм и плотное прилегание по замковым шпонкам и центрирующим штифтам в разъеме нижней полови-
ны диафрагмы. 
В рассмотренном выше примере для исправления положения детали 
относительно оси валопровода по полученным замерам необходимо сме-
стить деталь влево на 0,30 мм и опустить деталь на 0,06 мм.
 
Для перемещения детали в вертикальной плоскости достаточно из-
менить толщину регулируемых прокладок под лапками подвесок на оди-
наковую величину 0,06 мм.
 
Перемещение детали в поперечной плоскости можно выполнить уб-
рав  из  под  левой  подвески 0,30 мм  и  добавив  под  правую 0,30 мм;  при 
этом перемещение центра расточки детали влево составит 0,30 мм.
 
б = –а = с. 
Перемещение  центра  расточки  детали  может  быть  выполнено 
также с помощью изменения толщины регулирующей прокладки только 
под одной из лапок подвески 
(рис. 4.15). В этом случае толщина проклад-
ки должна быть увеличена (уменьшена) на двойную величину перемеще-
Рис. 4.16. Перемещение  нижней  половины  диа- ния центра расточки. 
фрагмы  в  поперечном  направлении  вокруг  вер-
тикальной шпонки 
б = 2⋅сб = –2⋅а. 
В рассматриваемом примере для исправления положения диафрагмы необходимо: 
• убрать из под лапок регулирующие прокладки толщиной по 0,06 мм для перемещения диафрагмы в вертикальной плос-
кости; 
• из под левой лапки подвески убрать прокладку 0,30 мм, а под правую лапку добавить прокладку 0,30 мм для перемеще-
ния центра расточки влево. 
В результате проведенного расчета установлено, что для полного исправления положения диафрагмы необходимо под 
правую  лапку  добавить  прокладку  (или наварить)  толщиной 0,24 мм,  а  из под левой  лапки  диафрагмы  убрать  прокладку 
0,36 мм.
 
При исправлении положения обойм уплотнений, обойм диафрагм и самих диафрагм в расточках цилиндра следует учи-
тывать, что при этом изменяется и величина теплового зазора в расточке, поэтому после перемещения деталей необходимо 
проверить наличие теплового зазора в расточке между сопрягаемыми деталями. 
После центровки нижних половин обойм уплотнений, обойм диафрагм и самих диафрагм, в соответствии с их новым 
положением, проводится изменение положения в расточке верхних половин диафрагм. Для определения необходимых из-
менений в положении верхних половин диафрагм проводится замер выступания (западания) горизонтального разъема ниж-
них половин диафрагм относительно разъема цилиндра (обоймы). Положение верхних половин диафрагм относительно го-
ризонтального разъема изменяется регулировочными прокладками под их подвесками до получения равной величины запа-
дания (выступания), противоположной по знаку замеренной в нижней половине и увеличенной на величину теплового зазо-
ра в горизонтальном разъеме (для большинства диафрагм величина теплового зазора составляет 0,2 мм). 
При этой операции, кроме изменения положения верхней половины диафрагмы по высоте, необходимо обеспечить дос-

таточные по величине тепловые зазоры по стопорным планкам подвесок верхних половин диафрагм и для возможности теп-
лового расширения самих подвесок в колодцах цилиндра (обоймы), а также обеспечить гарантированное западание стопор-
ной  планки  относительно  горизонтального  разъема  верхней  половины  для  возможности  закрытия  разъема  цилиндра  или 
обоймы. 
Для верхних половин диафрагм, поперечное положение которых фиксируется вертикальной шпонкой, расположенной в 
расточке верхней половины цилиндра, необходимо также выполнить смещение их в поперечной плоскости по замерам теп-
ловых зазоров в расточке или по борштанге (смещением самой шпонки на необходимую величину с помощью наварки и 
последующей разделки шпоночного паза). 
4.4. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ 
1. Из каких элементов состоит диафрагма? 
2. Назовите основные конструктивные типы диафрагм. Как диафрагмы устанавливаются в цилиндр? 
3. Какой формы может быть разъем диафрагмы? 
4. Для чего и где применяются регулирующие диафрагмы? 
5. Для чего предназначены обоймы диафрагм? 
6. Как диафрагмы закрепляются в корпусе цилиндра? 
7. Назовите характерные дефекты, наиболее часто встречающиеся при ревизии и ремонте диафрагм и обойм. 
8. Каковы основные причины повреждений входных и выходных кромок лопаток диафрагм? 
9. Какие контрольные замеры необходимо провести до выемки ротора турбины? 
10. Какие основные операции производятся в процессе ревизии обойм и диафрагм? 
11. Каким методом можно определить состояние заделки лопаток в тело диафрагм? 
12. Какими методами восстанавливают промывы лопаток диафрагм? 
13. Как определить величину тепловых зазоров между диафрагмами и пазами цилиндров, в который они устанавливают-
ся? 
14. Что необходимо учитывать (какие поправки) при проверке и исправлении центровки диафрагм? 
15. Какие  элементы  и  почему  выбираются  за  базу  при  определении  взаимного  пространственного  положения  деталей 
статора и ротора? 
16. Какие приспособления могут использоваться при центровке деталей статора турбины? 
17. Какие поправки необходимо учитывать при определении величины перемещения деталей проточной части? 
18. Как осуществляется перемещение диафрагмы для исправления ее положения относительно оси ротора? 


Глава 5 
5. РЕМОНТ УПЛОТНЕНИЙ 
5.1. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ 
В паровых турбинах применяются несколько видов уплотнений: концевые, диафрагменные, уплотнения рабочей решет-
ки, маслоотбойные уплотнения [7, 10, 11, 15, 55...61]. 
Концевые уплотнения устанавливаются в местах выхода концов ротора из корпуса цилиндра и служат для предотвра-
щения протечек пара из цилиндров и для устранения подсоса воздуха во внутренние полости цилиндров (если давление в 
них меньше барометрического). 
Диафрагменные уплотнения служат для уменьшения перетекания пара с одной стороны диафрагмы на другую в мес-
тах прохода вала. 
Уплотнения рабочей решетки, включающие в себя надбандажные и осевые уплотнения, предназначены для уменьше-
ния потерь от утечек пара в ступени. 
Маслоотбойные уплотнения установлены в корпусах подшипников и служат для предотвращения протечек масла из 
подшипника вдоль вала. 
В паровых турбинах исторически применялись концевые уплотнения трех типов: металлические, гидравлические и гра-
фитно-угольные.  В  современных  турбинах  большой  единичной  мощности  применяются  только металлические  лабиринто-
вые уплотнения. 
Гидравлическое уплотнение, показанное на рис. 5.1, представляет собой гидравлический затвор, препятствующий про-
никновению воздуха в цилиндр или протечкам пара из цилиндра. Уплотнение состоит из лопастного колеса, закрепленного 
на валу и вращающегося в кожухе. С каждой стороны кожуха расположено по несколько уплотнительных колец. При работе 
турбины в кожух подводится вода под давлением. Вращающееся лопастное колесо увлекает за собой воду, отбрасывает ее к 
периферии и образует водяное кольцо, которое предохраняет от попадания воздуха в турбину или от протечки пара из нее. 
Водяное уплотнение начинает действовать только при частоте вращения ротора выше 1000 об/мин. При неподвижном 
роторе и во время прогрева турбины на малых частотах вращения к водяному уплотнению необходимо подводить пар. Не-
достатком гидравлических уплотнений являются также значительные потери мощности. 
Угольные  уплотнения  применялись  в  турбинах  при  небольшой  разнице  давлений  по  обе  стороны  уплотнения  (до 0,5 
МПа) и при невысокой окружной скорости вала (до 30.. .50 м/сек). 
Конструкция угольных уплотнений представлена на рис. 5.2. На вал насажена чугунная или стальная втулка, на которой 
расположены  шесть  угольных  колец  (в  различных  конст-
рукциях  число  колец  от 3 до 8), разрезанных  каждое  на 
три—четыре  сегмента.  Сегменты  стянуты  спиральной  пру-
жиной 2 и  поддерживаются  плоскими  пружинками 6, пре-
дотвращающими  передачу  веса  колец  на  вал.  Угольные 
кольца  вставлены  в  "г-образные"  чугунные  или  стальные 
обоймы  3.  Угольные  кольца  удерживаются  от  вращения 
стопорными  пластинками 5, входящими  в  стык  сегментов. 
Между валом и кольцами должен быть зазор, величина ко-
торого зависит от диаметра вала, температуры пара и места 
установки  кольца.  При  температурах  пара  не  выше 350 °С 
принято устанавливать величину зазора равную 0,02 мм на 
каждые 10 мм диаметра вала для первого снаружи кольца и 
0,03  мм  на  каждые 10 мм  диаметра  вала  для  последнего 
кольца,  работающего  в  самой  горячей  зоне;  зазоры  проме-
жуточных колец возрастают в этих пределах. 
В некоторых конструкциях зарубежных фирм применя-
ются  концевые  уплотнения  и  уплотнения  диафрагм  (рис. 
Рис. 5.1. Конструкция гидравлического уплотнения 
5.3),  в  которых  лабиринтовые  гребни  (усики)  втулок, наса-
женных на вал, работают против угольных вкладышей, ус-
тановленных в корпусе турбины. При сборке установка уплотнения производится без зазоров между гребнями и угольными 
вкладышами; в процессе работы гребни протачивают во вкладышах небольшие канавки, в которых и происходит дроссели-
рование пара. 
Лабиринтовые уплотнения являются наиболее распространенным типом уплотнений, в котором происходит многократ-
ное изменение направления потока пара и расширение в камерах уплотнения после прохода через узкие щели, что сопрово-
ждается  потерей  давления  и  уменьшением  утечки.  Конструктивно  лабиринтовые  уплотнения  представляют  собой  (рис. 
5.4,а) ряд сужений — зазоров между усиками и ротором, чередующихся с относительно широкими камерами между усика-
ми, в которых энергия скорости, приобретенная в сужениях, переходит в тепловую энергию. Канавки на роторе (рис. 5.4,б), 
в которые входят чередующиеся с короткими длинные усики, создают ломаную траекторию струи, поворот ее в каждой ка-
мере способствует гашению скорости и, следовательно, уменьшению расхода утечки вдоль уплотнения. Такая конструкция 
лабиринтового уплотнения требует более тщательного определения осевого положения колец уплотнений относительно ро-
тора и приводит к увеличению его линейных размеров. 
В турбинах применяются различные конструкции лабиринтов, имеющие целью сокращение длины уплотнения или раз-
мещение большого числа гребешков на данной длине. На рис. 5.5 в качестве примера представлены конструкции лабирин-
тов, применяемые различными заводами-изготовителями турбин. 
 




Рис. 5.2. Угольное уплотнение: 
1 — кольцо  угольное;  2 — пружина;  3  —  обойма;  4  — 
кольцо с отверстиями; 5 — стопорная пластинка; — пру-
жина для поддержки колец; — втулка 
________________________________________________________________________________________________________________________________

Концевые  уплотнения  и  уплотнения  диафрагм  у  боль-
шинства  турбин  отечественного  производства  имеют  уп-
лотняющие гребни на неподвижной части уплотнений, а на 
соответствующих  им  местах  вала  ротора — канавки.  Ис-
ключение  составляют  только  ЦВД  и  ЦСД  турбин  К-300-
240 ЛМЗ, К-800-240 ЛМЗ и турбины КТЗ, у которых греб-
ни  концевых  уплотнений  завальцованы  на  валу  ротора,  а 
на  неподвижной  части  выполнены  соответствующие  им 
канавки. 
Конструкцию  концевых  уплотнений  рассмотрим  на 
примере уплотнений турбин ТМЗ, показанных на рис. 5.6. 
Уплотнение образовано усиками, расположенными на ста-
торе, а также выступами и впадинами прямоугольного се-
чения,  выполненными  на  роторе.  Усики на  статоре распо-
лагают в уплотнительных кольцах, составленных из четы-
рех или шести сегментов, заведенных в пазы обоймы 2. "т-
образные"  хвостовики  сегментов  прижимаются  к  опорной 
поверхности "т-образных" пазов расточки обоймы с помо-
щью  плоских  пружин 6, а  также  под  давлением  пара,  по-
ступающим  в  полость  расточки  паза  через  специальные 
отверстия или фрезерованные канавки со стороны высоко-
го  давления  уплотнительного  кольца.  В  осевом  направле-
нии уплотнительное кольцо прижимается за счет перепада 
давления  пара  к  торцевой  поверхности  паза,  в  результате 
этого перетечки пара через паз практически исключаются. 
Несколько  уплотнительных  колец,  установленных  в 
обойме, образуют отсек уплотнения. Между отсеками рас-
полагаются  камеры  для  отвода  или  подвода  пара.  В  зави-
симости  от  давления  перед  концевым  уплотнением  число 
камер в них составляет от 2 до 5. 
Для  безопасной  работы  турбины  толщина  гребней  уп-
лотнений  в  зоне  возможного  контакта  с  ротором  должна 
быть 0,2...0,3 мм. Уплотняющие гребни могут изготавливаться заодно с телом сегментов уплотнений или выполняться на-
борными  и  зачеканиваться  в  пазы  сегментов  (рис. 5.7). Ширина  паза,  в  который  устанавливается  уплотняющий  гребень, 
обычно составляет не менее 1 мм (технологически невозможно проточить паз в теле сегмента уплотнений меньшей шири-
ны). 
Обоймы концевых уплотнений предназначены для установки в них уплотнительных колец и образования кольцевых ка-
мер, из которых отводится прошедший у вала пар (или подводится). По своей конструкции, способу центровки в корпусах 
цилиндров и по характеру воспринимаемых нагрузок обоймы уплотнений аналогичны обоймам диафрагм, описанным в раз-
деле 4. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Вал турбины 
 
Рис. 5.3. Лабиринтовые уплотнения с угольными втулками   
 
 Рис. 5.4. Схема работы лабиринтового уплотнения 
 



 
 



 
Рис. 5.6. Уплотнение конструкции ТМЗ: 
1 — кольцо уплотнительное из четырех сегментов; 2 — обойма уплотнений из двух половин; 
— шпонка радиальная; — пластина стопорная; 5 — винт опорный; 6 — плоская пружина 


 
Рис. 5.7. Конструкции наборных гребней уплотнений: 
а, г — установка тонких уплотняющих гребней с промежуточным телом; б— заготовка уплотняющего гребня; 
в, д, е — установка уплотняющего гребня, выполненного по ширине паза 
У ряда турбин температура паровоздушной смеси в крайних камерах уплотнений значительно отличается от температу-
ры в соседних камерах. Например, в турбине К-300-240 ХТЗ температура паровоздушной смеси в крайних камерах уплотне-
ний (90 °С) и подводимого в предпоследнюю камеру "холодного" пара (160 °С) на номинальном режиме работы турбины 
намного ниже, чем в соседних камерах отбора ЦВД (t = 245 °С на стороне выхлопа и t = 305 °С на стороне паровпуска) и 
ЦСД (t = 438 °С). Выполнение этих камер в корпусах цилиндров привело бы к значительным термическим напряжениям в 
этих зонах и неизбежным деформациям корпусов с раскрытием разъема у роторов. В связи с этим последние (одна или не-
сколько) камеры часто выделяют в отдельные корпуса уплотнений, присоединяемые к торцам корпусов цилиндров. Такие 
корпуса концевых уплотнений устанавливаются на вертикальные разъемы цилиндров с помощью фланцев и замыкают паро-
вое пространство цилиндров. На рис. 5.8 представлен сварно-литой корпус концевого уплотнения ЦСД турбины К-500-240 
ХТЗ, состоящий из двух частей — верхней и нижней, стягиваемых по горизонтальному разъему болтами. В каждой из час-
тей имеются приливы двух симметрично расположенных патрубков, к которым привариваются трубы подвода уплотняюще-
го пара и отсоса паровоздушной смеси. 
В  большинстве  турбин  уплотнительная  часть  передних  и  задних  лабиринтовых уплотнений отличается количеством и 
шагом уплотнительных усиков. На рис. 5.9 в качестве примера приведены конструкции концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и 
ЦНД турбины К-500-240 ХТЗ. 
Выбор марки материала, применяемого для изготовления элементов уплотнений, определяется температурой и давлени-
ем рабочей среды [7, 15, 55, 61]. 
Материалом для уплотнительных гребней лабиринтовых уплотнений, работающих при температуре до 250 °С, служит 
латунь марки Л68М; при температурах до 400 °С — нейзильбер марки МНЦ15-20; при температурах до 500 °С — монель-
металл марки НМЖМц28-2,5-1,5; при температурах до 600 °С — сталь марок Х18Н9Т, 12Х18Н10Т. При выборе материалов 
необходимо обратить внимание на их твердость, поэтому целесообразно применять сталь марки 08X18Н9Т — с твердостью 
не более 110 НВ и латунь марки Л68М — мягкую, а не Л68. 
 


Рис. 5.8. Сварно-литой корпус концевого уплотнения турбины 
К-500-240 ХТЗ: 
1,2 — верхняя и нижняя части корпуса; — стержень-стяжка; — труба; 5 — болт; 
6,7  —  профильные  кольца;  8  —  камера  подвода  уплотняющего  пара; 9 — камера 
отсоса  паровоздушной  смеси;  10  —  присоединительный  плоский  фланец;  11  — 
кольцевая щель 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
Плоские пружины уплотнений для температур до 400 °С изго-
тавливаются из стали 40X13, а для температур до 600 °С — из ста-
ли ЭИ-612 (Х15Н35БЗТ). 
Обоймы  уплотнений  изготавливаются  из  стальных  поковок 
или чугунного литья. Обоймы современных турбин, работающие в 
зоне высоких температур, обычно изготавливаются из стали марок 
15Х1М1Ф-Л, 20ХМФ-Л,  а  обоймы,  работающие  в  зоне  средних 
температур, — из стали 25Л. 
Корпуса  концевых  уплотнений  выполняются  литыми  из  стали 
марок 15Х1М1Ф-Л, 20ХМФ-Л, 20Л  для  цилиндров  высокого  и 
среднего  давления  и  сварными  из  Ст. 20 для  выхлопных  частей 
ЦСД и ЦНД. 
В качестве материала для шпилек и гаек обойм, работающих в 
зоне  высоких  температур,  применяется  сталь  марки  ЭП-182 
(20Х1М1Ф1ТР), а работающих в условиях средних температур — 
сталь  марки  ЭИ-10 (25Х1МФА).  Специальные  установочные 
шпонки  и  мелкий  крепеж  изготавливаются  из  стали  марки 
1Х12ВНМФ. 
Конструкция диафрагменных уплотнений аналогична кон-
струкции концевых уплотнений. Уплотнение обычно состоит из 
одного или нескольких составных колец, которые вставлены в фа-
сонные  канавки,  проточенные  по  внутреннему  диаметру  диафраг-
мы.  Кольца  снабжены  уплотнительными  гребешками  различных 
типов. Кольца с гребешками составлены из нескольких сегментов и 
прижимаются к опорным выступам пазов расточки диафрагмы при 
помощи  пружин,  как  показано  на  рис. 5.10. В  плоскости  разъема 
турбины  кольца  предохраняются  от  проворачивания  стопорной 
пластинкой. 
На  рис. 5.11 показаны  примеры  конструкций  надбандажных 
уплотнений  турбин  ЛМЗ1.  Уплотнение,  показанное  на  рис. 5.11,а, 
применяется  для  ЦВД  и  ЦСД.  В  обойме  1  выполнены  кольцевые 
проточки типа "ласточкина хвоста", в которые заведены вставки 2 
из мягкого армкожелеза, а на бандажной ленте выточены гребешки 
3. Для ступеней с длинными лопатками используют уплотнение (рис. 5.11,6) с уплотняющими гребешками, которые встав-
лены в кольцевые выточки на козырьке диафрагмы. Виброустойчивое уплотнение, показанное на рис. 5.11,6, предназначе-
но для исключения аэродинамических самовозбуждающихся сил, вызывающих низкочастотную вибрацию валопровода. 
ТМЗ использует в ряде своих турбин осерадиальные надбандажные уплотнения, также предназначенные для устранения 
аэродинамических сил, вызывающих низкочастотную вибрацию. 
Применение этого типа уплотнений повышает экономичность проточной части из-за уменьшения их повреждаемости в 
процессе эксплуатации в результате увеличения зазоров. На рис. 5.12 в качестве примера показаны конструкция и основные 
размеры осерадиальных уплотнений для части высокого давления турбины Т-250/300-240. 
Аналогичные конструкции виброустойчивых (осерадиальных) уплотнений применяет в своих новых серийных турбинах 
ХТЗ, а ЦКБ "Энергопрогресс" разработал проекты реконструкции турбин большой мощности с целью повышения устойчи-
вости к низкочастотной вибрации роторов высокого и среднего давления путем применения осерадиальных уплотнений. 
_________________ 
1  С  момента создания  турбины  конструкция  надбандажных  уплотнений  претерпела  несколько  реконструкций  с  целью 
повышения их надежности и экономичности: металлокерамические вставки были заменены на вставки из мягкого армкоже-
леза, трапециедальная их форма менялась на корытообразную, в трапециедаль-ные вставки врезались дополнительные усы 
(модификация корытообразных вставок). Реконструкции подвергались также надбандажные уплотнения большинства типов 
турбин ЛМЗ, ХТЗ, ТМЗ. В настоящее время все заводы применяют в новых конструкциях своих турбин и предлагают для 
реконструкции  турбин,  находящихся  в эксплуатации,  примерно одинаковые  по  конструкции  виброустойчивые  надбандаж-
ные уплотнения. 
 


 
Рис. 5.9. Конструкции концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД турбины К-500-240 ХТЗ: 
а — переднее концевое уплотнение ЦВД; б — заднее концевое уплотнение ЦВД (сторона паровпуска); в — переднее концевое уплотнение ЦСД; г — заднее концевое уплотнение 
ЦСД; д — концевое уплотнение ЦНД; / — корпус переднего концевого уплотнения ЦВД; 2 — обойма № 2 переднего концевого уплотнения ЦВД; — внешний корпус ЦВД; — 
обойма № 1 переднего концевого уплотнения ЦВД; — обойма № 1 заднего концевого уплотнения ЦВД; — внутренний корпус ЦВД; 7 — обойма № 2 заднего концевого уплот-
нения ЦВД; 8, 9,10 — обоймы № 3, 4, 5 заднего концевого уплотнения ЦВД; 11 — корпус заднего концевого уплотнения ЦВД (сторона генератора); 12 — кольцо уплотнений из 
четырех сегментов; 13 — корпус переднего концевого уплотнения ЦСД; 14 — внешний корпус ЦСД; 15 — обойма № 3 переднего концевого уплотнения ЦСД; 16 — обойма № 2 
переднего концевого уплотнения ЦСД; 17 — внутренний корпус ЦСД; /8 — обойма № 1 переднего концевого уплотнения ЦСД; 19, 20 — обоймы №1,2 заднего концевого уплотне-
ния ЦСД; 21 — корпус заднего концевого уплотнения ЦСД; 22 — корпус концевого уплотнения ЦНД; 23 — корпус ЦНД 



 
Рис. 5.10. Способы крепления колец уплотнений в расточке обоймы 



 
Рис. 5.11. Конструкции надбандажных уплотнений турбин ЛМЗ: 
а — надбандажное уплотнение ЦВД и ЦСД с металлокерамическими вставками; б — надбандажное уплотнение с усиками 
уплотнений,  за-чеканенными  в  козырек  диафрагмы;  в  —  виброустойчивое  надбандажное  уплотнение  ЦВД  и  ЦСД;  1  — 
обойма; 2 — вставка; — бандаж; — козырек диафрагмы 
Рис. 5.12. Конструкция осерадиальных уплотнений для 
части высокого давления 
турбины  Т-250/300-240  ТМЗ:  а  —  установка  усов  уп-
лотнения в сегменты вставки; б — установка усов уп-
лотнения в козырек диафрагмы 
_______________________________________________ 
 
5.2. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ УПЛОТНЕНИЙ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ 
В процессе ревизии и ремонта уплотнений обнаруживаются дефекты, требующие устранения. Наиболее часто встреча-
ются следующие неисправности [1, 12, 13, 15, 62, 63]: 
•  увеличенные радиальные зазоры в уплотнениях, причиной которых могут быть: 
а)  некачественная пригонка зазоров во время монтажа или ремонта; 
б)  отсутствие теплового зазора между торцами сегментов в кольце уплотнения; 
в)  механические  задевания  во  время  пуска  и  эксплуатации  (в  результате  изменения  взаимного  расположения  деталей 
статора и ротора при тепловых расширениях турбины или прогиба ротора) — наиболее часто встречающаяся причина; 
г)  попадание  постороннего  металла  в  результате  некачественной  сборки  или  разрушения  деталей  во  время  эксплуата-
ции; 
д)  коробление обойм уплотнений; 
е)  западание сегментов в результате потери упругости или поломки пружин; 
•  неплотности сопрягаемых поверхностей уплотнений, возникающие в результате: 
а)  неправильной установки сегментов в расточку обоймы или диафрагмы (разворот на 180°); 
б)  увеличенных  тепловых  зазоров  по  торцевым  поверхностям  сегментов  уплотнений  вследствие  некачественной  при-
гонки во время ремонта или западания сегментов в результате потери упругости или поломки пружин; 
• повреждение усов и гребней уплотнений вследствие осевых задеваний; 
• потеря упругости и изменение формы плоских пружин диафрагменных уплотнений. 
5.3. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ УПЛОТНЕНИЙ 
Качественный  ремонт  и  регулировка  зазоров  в  концевых  и  диафрагменных  уплотнениях  являются  одним  из  наиболее 
эффективных мероприятий по повышению КПД проточной части турбины. 
5.3.1. Ревизия 
Визуальный контроль, отбраковка и ревизия уплотнений производятся одновременно с ревизией диафрагм и обойм (см. 
§ 4.3.1), существенных отличий не имеют и поэтому отдельно описываться не будут. 

5.3.2. Ремонт и сборка корпусов концевых уплотнений 
После ревизии и осмотра проверяется плотность прилегания фланцев горизонтального разъема корпусов концевых уп-
лотнений. Плотность горизонтального разъема в обязательном порядке проверяется по краске и слесарному щупу, при этом 
щуп 0,02 мм в горизонтальном разъеме перемещаться не должен.  В случае  неудовлетворительного состояния разъема его 
необходимо восстановить шабровкой. 
При восстановлении горизонтального разъема нижняя половина корпуса уплотнения шабрится по контрольной плите, а 
верхняя половина шабрится по нижней половине. В процессе шабровки горизонтального разъема нижней половины корпуса 
уплотнения необходимо контролировать взаимную перпендикулярность плоскостей вертикального и горизонтального разъ-
емов по слесарному угольнику, а при шабровке верхней половины по нижней отсутствие излома в вертикальном разъеме 
контролируется по контрольной линейке. 
Проверку плоскости вертикального разъема можно производить как по контрольной плите по краске и щупу (щуп 0,03 
мм не должен перемещаться), так и на токарном или карусельном станке по индикатору, в этом случае биение разъема не 
должно превышать 0,05 мм. 
В  случае  возникновения  излома  по  вертикальному  разъему  (фланцу)  корпуса  уплотнения  восстановление  плоскости 
фланца производится его проточкой на токарном или карусельном станке. Для проточки вертикального разъема корпус уп-
лотнений  собирается  по  фланцу  горизонтального  разъема  с  установкой  контрольных  штифтов,  выставляется  на  станке  по 
расточкам под установку колец уплотнений для исключения нарушения взаимной перпендикулярности плоскости разъема и 
оси расточек под установку колец уплотнений и протачивается по разъему "как чисто". 
Сборку корпусов концевых уплотнений выполняют в следующем порядке 
1.  Устанавливают нижнюю половину корпуса на вертикальный фланец. 
2.  Корпус центруют (с необходимыми поправками на эллипсность расточек под уплотнения) по установленному ротору 
или борштанге (дополнительно с поправкой на статический прогиб борштанги) и обтягивают крепеж нижней половины кор-
пуса уплотнения. 
3.  Разворачивают отверстия и устанавливают контрольные штифты нижней половины вертикального разъема. 
4.  Перед закрытием верхней половины цилиндра навешивают на вертикальный разъем крышку корпуса концевого уп-
лотнения. После обтяжки "на горячо" верхней половины литых цилиндров и окончательной обтяжки сварных цилиндров с 
контролем отсутствия  зазора  в  районе  установки  уплотнения  (щуп 0,03 мм  не  должен  перемещаться)  производят  обтяжку 
горизонтального и вертикального разъемов корпуса уплотнения (с аналогичным контролем отсутствия зазора в сопряжении 
вертикального и горизонтального разъемов). В случае установки корпуса концевого уплотнения на внутренний вертикаль-
ный разъем, например в ЦНД турбин ВК-100-90 и К-200-130 ЛМЗ, для сборки корпусов уплотнений специально производят 
сборку верхней половины цилиндра с вынутым ротором. 
5.  Разворачивают отверстия и устанавливают контрольные штифты горизонтального и верхней половины вертикально-
го разъемов. 
5.3.3. Проверка и регулировка радиальных зазоров 
Правильная сборка лабиринтовых уплотнений, обеспечивающая предусмотренные чертежом аксиальные и радиальные 
зазоры между вращающимися и неподвижными частями уплотнений, является условием их эффективной работы. 
Для предотвращения влияния уплотнений на вибрационную устойчивость ротора турбины и исключения в них аэроди-
намических сил, из-за неодинаковости радиальных зазоров по окружности, в большинстве турбин при пригонке уплотнений 
радиальные зазоры по кольцу выполняются не одинаковыми (право—лево; верх—низ). В результате во время работы турби-
ны при разогреве зазоры в концевых и диафрагменных уплотнениях выравниваются. В табл. 5.1 и 5.2 приведены рекомендо-
ванные заводами для ряда турбин величины зазоров, измеряемых в концевых и диафрагменных уплотнениях [20]. Практика 
ремонта  и  наладки  турбин  заставляет  в  большинстве  случаев  назначать  величину  зазоров,  соизмеримую  с  максимальным 
значением допуска. 
Для проверки зазоров в обоймы концевых уплотнений и расточки диафрагм набираются уплотнительные сегменты. В 
пазах верхних половин диафрагм (обойм) сегменты закрепляются специальными стопорными планками. 
Набранные сегменты должны плотно прижиматься пружинами к заплечику паза, а при нажатии на них в радиальном на-
правлении свободно отжиматься на величину не менее 2,5 мм, после чего без заеданий и перекосов возвращаться на место. 
Проверка и регулировка величины радиальных зазоров в уплотнениях по ротору проводятся после центровки обойм уп-
лотнений и диафрагм. Проверка зазоров выполняется с помощью щупа по каждому усу уплотнения с обеих сторон сегмента. 
При этом каждый боковой сегмент, имеющий симметричное расположение усов, совместно с пружинами дважды устанав-
ливается 
в нижнюю половину обоймы или диафрагмы (с поворотом сегмента на 180° в районе разъема со стороны его уста-
новки),  и  щупом  производится  замер  зазоров.  По  нижним  и  верхним  сегментам  уплотнений  (в  случае,  если  сегментов  в 
кольце 6) замер зазоров проводится в районе горизонтального разъема справа и слева по ориентации сегмента. Также прово-
дится проверка зазоров всех сегментов, имеющих несимметричное расположение усов. Этот способ дает достаточную точ-
ность замера зазоров в случае, если геометрия расточек обойм и диафрагм не имеет значительных отклонений (эллипсно-
сти). 
При замерах следует прижать сегмент к заплечикам паза, чтобы исключить возможность ошибки из-за отжатия сегмента 
пластинкой щупа. 
В процессе пригонки зазоров необходимо учесть, что величина зазоров слева должна быть несколько больше, чем спра-
ва, из-за смещения ротора по отношению к диафрагмам и обоймам концевых уплотнений во время работы турбины. 
В случае необходимости выполняется регулировка радиального зазора. 
 


 
ЦВД 
ЦСД 
 
ЦНД 
 
Тип турбины 
Измеряемый зазор 
Сторона регулятора 
Сторона генератора 
Переднее 
Заднее 
Переднее 
Заднее 
К-300-240 ХТЗ
а 
Кольца 1,2 0,35...0,45 
Кольца 1...7 0,60...0,70 
Кольца 1,2 0,35...0,45 
0,50...0,60 
0,50...0,60 
0,50...0,60 
 
 
Кольца 3...8 
Кольца 8...12 0,50...0,60 
Кольца 3...8 
 
 
 
 
 
0,50...0,60 
Кольца 13...16 0,35...0,45 
0,50...0,60 
 
 
 
 
б 
7,50...8,50 
3,75...4,75 
 
 
 
 
 
в 
 
 
3,75...4,75 
 
 
 
К-160-130ХТЗ 
а 
0,35...0,55 
0,50...0,60 
 
 
0,50...0,60 
0,50...0,60 
 
в 
3,75...4,75 
10,5...11,5 
 
 
 
 
Т-100-130ТМЗ 
а 
0,40...0,50 
Обойма 1 0,50...0,60 
0,40...0,50 
0,30...0,40 
0,30...0,40 
0,30...0,40 
 
 
 
Обоймы 0,40...0,50 
 
 
 
 
 
б 
7,00 
Обойма 1 4,50 
 
 
Кольца 1, 2 9,00 
Кольца 2, 3 
 
 
 
Остальные обоймы 3,50 
 
 
 
9,00 
 
в 
 
 
Обоймы 1, 2  3,50 
7,00 
Кольцо 3 9,00 
Кольцо 1 
 
 
 
 
Обойма 3  4,50 
 
 
9,00 
К-300-240 ЛМЗ
а 
0,50...0,70 
0,50...0,70 
0,50...0,70 
0,40...0,70 
0,46...0,70 
0,46...0,70 
 
б 
1,90...3,10 
4,20...5,20 
3,20...4,20 
5,20...6,70 
4,50...5,50 
3,20...4,20 
 
в 
3,10...4,30 
6,50...7,50 
2,00...3,00 
5,00...6,50 
6,20...7,20 
7,50...8.50 
К-200-130 ЛМЗ 
а 
0,50...0,60 
0,40...0,70 
0,40...0,70 
0,40...0,70 
0,40...0,70 
0,40...0,70 
 
б 
6,60...7,40 
Каминная камера 
Каминная камера 
4,30...5,80 
5,0...5,50 
5,0...5,50 
 
 
 
3,10...4,90 
2,20...3,20 
 
 
 
 
 
 
Обоймы 4,20...4,80 
Обоймы 1,70...2,30 
 
 
 
 
в 
3,50...4,50 
Каминная камера 
Каминная камера 
5,30...6,80 
5,50...6,0 
5,50...6,0 
 
 
 
1,20...3,10 
3,10...4,10 
 
 
 
 
 
 
Обоймы 1,40...2,10 
Обоймы 3,90...4,50 
 
 
 
ПТ-60-130ЛМЗ
а 
0,50...0,70 
0,50...0,70 
 
 
0,50...0,70 
 
 
б 
Каминная камера 
Обойма 12,40...3,10 
 
 
Каминная камера 
 
 
 
3,30...4,20 
Остальные обоймы 
 
 
4,60...6,10 
 
 
 
Остальные обоймы 
1,30...2,10 
 
 
Остальные обоймы 
 
 
 
3,90...5,0 
 
 
 
2,40...3,10 
 
 
в 
Каминная камера 
Обойма 1 3,70...4,30 
 
 
Каминная камера 
 
 
 
6,60...7,40 
Остальные обоймы 
 
 
4,40...6,20 
 
 
 
Обоймы 5,80...8,80 
3,20...3,90 
 
 
Обоймы 3,70...4,30 
 


 
 
 
 
 
Тип турбины  
Наименование зазора 
ЦВД  
ЦСД  
ЦНД  
а 
Ступень 2   0,60...0,70 
0,50...0,60 
0,70... 0,80  
 
Ступени 3...11   0,50...0,60 
 
КЗ00-240 ХТЗ 
 б 
Ступени 2...5   3,45...4,45 
 
 
Ступени 6...11   6,50...7,50  
 
 в  
4,0...5,0  
а 
 
 
1,0...1,10  
К-160-130 ХТЗ 
в  
Ступени 2...7   5,50...6,50 
Ступени 8...15   10,0...11,0  
а 
0,40...0,50 
Ступени 11...17   0,40...0,50 
0,35  
 
 
Ступени 18...23   0,35...0,50 
б 
6,50  
 
Т- 100- 130 ТМЗ 
в  
Ступени 11...17 5,5 
Ступени 18...21 6,5 
Ступени 22...23 7,0  
а 
0,40...0,60 
0,40...0,65 
0,40...0,70  
К-200-130 ЛМЗ 
б 
5,20...6,70 
3,10...4,0 
в  
1,70...3,0  
4,20...5,40  
а 
0,40...0,60 
 
0,40...0,60   0,60...0,70 
ПТ-60-130 ЛМЗ 
б 
2,70...3,40 
3,20...4,20 
в  
4,90...6,10  
4,50...6,0  
а 
0,40...0,75 
0,47...0,65 
0,60...0,70  
б 
Ступени 2...6   5,50...6,50 
3,60...4,80 
К-300-240 ЛМЗ 
 
Ступени 7...12   5,10...6,30 
4,40...5,60  
в 
Ступени 2...6   2,70...3,70 
Ступени 7...12   2,90...4,10  
 
 

 
Если радиальный зазор мал, то его можно увеличить перечисленными ниже способами. 
1.  Проточить на карусельном или токарном станке все усы сегментов уплотнений на не обходимую величину; этот спо-
соб  во  время ремонта  применяется  редко  из-за  своей  трудоемкости  и  уменьшения  срока  службы  уплотнений  в  результате 
уменьшения высоты усов сегментов. 
2.  Сместить радиальное положение сегмента в расточке, увеличив высоту заплечика сегмента на необходимую величину 
путем его чеканки, в результате этого увеличивается радиус установки сегмента и, соответственно, зазор по усам уплотне-
ния. 
3.  Собрать кольца уплотнений в расточках обойм и диафрагм, заклинить их от радиального смещения, установить бор-
штангу со специальным приспособлением для проточки усов и произвести проточку каждого уса уплотнения в соответствии 
с выполненными предварительно замерами зазоров по ротору. Борштанга перед проточкой усов уплотнений выставляется в 
масляные расточки с поправкой на разность величины зазоров в кольце уплотнений. 
Если радиальный зазор по усам уплотнения превышает регламентированные нормами величины, то его можно умень-
шить перечисленными ниже способами. 
1.  Проточить заплечики "т-образного" хвостовика сегмента на токарном (карусельном) станке. 
2.  Проточить  заплечики  "т-образного"  хвостовика  сегмента  на  специальных  приспособлениях:  карусельном  со  специ-
альной планшайбой, имеющей расточки под все диаметры уплотнений данного типа турбины, или фрезерном приспособле-
нии маятникого типа. 
3.  В случае значительного износа усов по высоте необходимо выполнить замену дефектного сегмента. 
В случае наличия эллипсности в расточках обойм уплотнений и диафрагм для проверки и дальнейшей пригонки зазоров 
необходимо  применять  борштангу  или  калибровый  вал.  Для  этого  производится  наборка  сегментов  в  нижнюю  половину 
обоймы, замеряется и пригоняется зазор по ротору во всех кольцах уплотнений с одной или обеих сторон горизонтального 
разъема. После пригонки зазора по ротору, ротор вынимается, в масляные расточки ротора выставляется борштанга и от за-
меренных величин зазоров в разъеме, как от базы, проводится замер с последующей пригонкой зазоров в каждом сегменте 
кольца уплотнений. 
5.3.4.Пригонка линейного размера кольца сегментов уплотнения 
Сегменты каждого кольца уплотнений, набранные в расточку обоймы диафрагмы, не должны представлять собой точ-
ную длину окружности кольца; их длина всегда должна быть несколько меньше, так как между торцами соседних сегментов 
должен  существовать  некоторый  зазор.  Наличие  зазора  обеспечивает  плотное  прилегание  сегментов  к  посадочному  месту 
расточки и компенсацию тепловых расширений, возникающих в результате более быстрого прогрева кольца уплотнения по 
сравнению с обоймой или диафрагмой во время пусков и набора нагрузки турбиной. 
При изменении радиуса установка сегментов (чеканкой или проточкой заплечиков сегментов), а также в случае замены 
одного или нескольких сегментов на новые (имеющие технологический припуск по линейному размеру) линейный размер 
кольца уплотнения не будет соответствовать размеру окружности его установки. В связи с этим после пригонки радиальных 
зазоров уплотнений необходимо произвести пригонку тепловых зазоров в каждом кольце уплотнения. Величины этих зазо-
ров оцениваются по их сумме для каждой половины диафрагмы (обоймы). 
Для этого все сегменты, устанавливаемые в данную половину обоймы или диафрагмы, вплотную сдвигаются в одну сто-
рону так, чтобы торец крайнего сегмента находился в одной плоскости с разъемом диафрагмы или в верхней половине упи-
рался в стопорную планку. С помощью слесарного щупа производится проверка отсутствия зазора между сегментами в по-
лукольце (щуп 0,05 мм не должен перемещаться между ними). С помощью глубиномера замеряется положение торцов сег-
ментов  относительно  разъема  (выступания  или  западания)  диафрагмы  или  обоймы  слева  и  справа;  в  сумме  эта  величина 
должна быть отрицательной, т.е. западание должно быть больше выступания на величину зазора в полукольце. 
В случае большого зазора по сегментам уплотнений в кольце для его устранения необходимо заменить один из сегмен-
тов на новый с технологическим припуском. 
В случае большей длины окружности сегментов необходимо профрезеровать по торцу один или несколько сегментов для 
получения необходимой величины теплового зазора. 
5.3.5. Замена усиков уплотнений, устанавливаемых в ротор 
Как было показано ранее в некоторых конструкциях турбин ЛМЗИКТЗ усики концевых уплотнений завальцовываются в 
пазы ротора. В случае повреждения или значительного износа усиков необходимо выполнить их замену. 
Для этого ротор устанавливается на токарный станок и поврежденные ряды усиков уплотнений вырезаются резцом. По-
сле удаления усиков уплотнения каждая канавка зачищается, осматривается, забоины и заусеницы запиливаются, а величины 
линейных  размеров  канавок  под  уста-
новку  усиков  уплотнений  проверяются 
на соответствие чертежу. 
Новые  усики  уплотнений  из  спи-
ральной заготовки, имеющей в основа-
нии  специальный  профильный  загиб 
(ее  необходимо  приобретать  до  начала 
ремонта  турбины),  пригоняются  по 
длине      окружности  пазов  вырезанных 
рядов усиков уплотнения и набираются 
в  пазы  ротора.  Проволока  промтела 
также  пригоняется  по  длине  окружно-
сти  пазов  и  завальцовывается  специальным  роликом  или  зачеканивается.  В  случае  чеканки  промтела  усиков  уплотнения 
вручную,  необходимо,  чтобы  эта  операция  проводилась  одним  квалифицированным  человеком  и  с  одинаковым  усилием 
удара при чеканке каждого усика в паз ротора (во избежание появления прогиба ротора). 


После установки и закрепления чеканкой замененные усики концевых уплотнений протачиваются в размер по чертежу. 
5.3.6. Пригонка аксиальных зазоров 
Осевые зазоры в уплотнениях обеспечиваются заводом-изготовителем турбины с учетом тепловых расширений цилинд-
ров и роторов. Величины этих зазоров для ряда турбин приведены в табл. 5.1, 5.2. 
Гребни концевых уплотнений на холодной турбине, как правило, располагаются не по середине соответствующих выто-
чек на роторах турбины, установленных в рабочее положение, а несколько сдвинуты в сторону так, чтобы обеспечить сво-
бодное перемещение ротора при его относительном расширении. 
Для выполнения замеров осевых зазоров в уплотнениях применяются специальные клиновые щупы (рис. 5.14). Замер за-
зоров проводится в плоскости горизонтального разъема нижних половин цилиндров с правой и левой сторон ротора. В каж-
дом кольце замеряются максимальный и минимальный осевые зазоры по усикам, при этом разность замеров справа и слева 
не должна превышать 0,5 мм. 
В  случае  значительных  отклонений  осевого  расположения  усиков  уплотнений  относительно  ротора  их  смещение  воз-
можно выполнить только изменением осевого положения обоймы или диафрагмы; правила смещения диафрагмы или обой-
мы в расточке цилиндра изложены в главе 4. 
5.3.7. Восстановление зазоров в надбандажных уплотнениях 
В ряде конструкций турбин усики уплотнений по бандажам рабочих колес зачеканиваются в козырек диафрагмы, при 
этом величина радиальных зазоров составляет 1,0... 1,5 мм (турбины ВК-50-90; ВК-100-90 ЛМЗ; К-300-240; К-500-240 ХТЗ и 
ряд других турбин). 
У турбин К-300-240 ЛМЗ гребни уплотнений расположены на ленточном бандаже рабочих лопаток, а против них в ко-
зырьках диафрагм ЦВД и ЦСД установлены сегменты из металлокерамики; в ЦНД применяется схема уплотнений с уста-
новкой усиков в детали статора. 
Поскольку элементы надбандажных уплотнений (усики, металлокерамические вставки и другие аналогичные элементы) 
устанавливаются жестко в пазы козырька диафрагмы или внутренней расточки обоймы, то их полное восстановление воз-
можно только вырезкой на карусельном станке поврежденных элементов, с последующей чеканкой новых элементов в очи-
щенные под них пазы, и расточкой на величину, равную диаметру рабочих сту-
пеней, плюс зазоры в уплотнении. 
В случае повреждения усиков уплотнений, установленных с плотной посад-
кой в паз, возможна их замена в условиях станции. 
Для  этого  поврежденные  усики  уплотнения  выбиваются  с  помощью  специ-
альной оправки или вырезаются на карусельном станке. Из листа жаропрочной 
стали марки Х18Н9Т или латуни марки Л 61(68) соответствующей толщины (в 
зависимости  от  заводской  конструкции  и  температуры,  при  которой  работают 
уплотнения)  вырубается  на  гильотине  прямая  полоса  с  необходимым  техноло-
гическим припуском по ширине усика уплотнения (ширина усика плюс глубина 
паза плюс технологический припуск на механическую обработку). В случае ус-
тановки усиков в паз с промтелом дополнительно вырубается полоса для изго-
товления промтела и с помощью приспособления (рис. 5.15) выполняется гибка Рис. 5.15. Приспособление  для  гибки 
усика по диаметру расточки паза под усы уплотнения. 
усиков уплотнений
Изготовленный  таким  образом  сегмент  усика  уплотнения  устанавливается  в 
паз  и  заче-канивается.  Если  в  соответствии  с  конструкцией  в  пазы  диафрагм  или  обойм  должны  устанавливаться  другие 
элементы, например металлокерамические вставки, то они должны быть заранее приготовлены в ремонтном комплекте. 
После наборки и зачеканки усиков уплотнения, а также установки металлокерамических вставок выполняется их припи-
ловка по поверхностям горизонтального разъема диафрагмы или обоймы. 
При чеканке элементов, устанавливаемых в диафрагму или обойму, происходит деформация тела диафрагмы (обоймы) 
— появляется эллипсность цилиндрических расточек и возможно нарушение плоскостности диафрагм и обойм. В связи с 
этим после выполнения чеканки необходимо в обязательном порядке провести шабровку разъема диафрагмы или обоймы. 
Шабровка собственно горизонтального разъема диафрагмы или обоймы должна проводиться с обязательным контролем 
плоскостности торцевой поверхности зуба, устанавливаемого в паз цилиндра. В противном случае при исправлении плоско-
сти горизонтального разъема диафрагмы можно его "завалить" в ту или иную сторону; при этом произойдет излом плоско-
сти зуба. Значительное отклонение торцевой поверхности зуба от плоскости в свою очередь может привести к невозможно-
сти сборки обоймы и цилиндра или к разуплотнению расточки в месте установки диафрагмы (обоймы) и ее размыву во вре-
мя эксплуатации. 
Проточка усиков надбандажных уплотнений на карусельном станке выполняется по диаметру, соответствующему диа-
метру рабочей ступени ротора плюс двойной зазор в уплотнении. 
При проточке усов надбандажных уплотнений необходимо учитывать, что все расточки диафрагмы (обоймы) имеют, как 
правило, значительные отклонения от правильной геометрической формы. 
Распределение зазора, образованного в результате проточки в надбандажном уплотнении, зависит от того, как выставле-
на диафрагма на станке и учитываются ли при ее центровке изменения геометрической формы расточки. 
Пример. Внутренняя расточка диафрагмы имеет эллипсность: в горизонтальной плоскости диаметр расточки на 2,0 
мм больше диаметра в вертикальной плоскости (в практике возможны и большие величины эллипсности деталей в обеих 
плоскостях). Возможными вариантами выверки диафрагмы на карусельном станке для проточки усов надбандажных уп-
лотнений могут быть:
 

•  симметричная установка диафрагмы (обоймы), то есть все отклонения формы располовиниваются, при этом показа-
ния индикатора часового типа будут: верх, низ — 0,0 (-1,0); право, лево — +1,0 (0,0); 
•  диафрагма устанавливается по нижней половине расточки, при этом показания индикатора часового типа будут сле-
дующими: низ — 0,0; право, лево — 0,0; верх— 2,0. 
Независимо от способа установки расточенные усики уплотнения будут иметь форму правильной окружности. 
Рассмотрим последствия принятия этих решений. 
1.  Если при выверке диафрагмы на карусельном станке мы принимаем решение "располовинить" отклонения формы 
расточки, то 
а)  в случае центровки диафрагмы по нижней половине без поправки на эллипсность (во время ремонта чаще всего так 
и делается) зазоры в надбандажном уплотнении в плоскости разъема будут равны, в вертикальной плоскости зазор снизу 
будет больше на 1,0 мм, а зазор сверху — меньше на 1,0 мм необходимой величины; так же распределятся зазоры в диа-
фрагменном уплотнении, если их пригонка будет производиться от ротора в плоскости разъема (без пригонки по борштан-
ге); 
б)  в случае центровки диафрагмы по нижней половине с поправкой на эллипсность зазоры в надбандажном уплотне-
нии будут распределены, равномерно; зазоры в диафрагменном уплотнении в плоскости разъема будут равны, в вертикаль-
ной плоскости зазоры снизу и сверху будут больше на 0,50 мм необходимой величины,  если их пригонка будет произво-
диться от ротора в плоскости разъема (без пригонки по борштанге). 
2.  Если при выверке диафрагмы на карусельном станке мы принимаем решение установить диафрагму по нижней по-
ловине расточки, то при центровке диафрагмы по нижней половине без поправки на эллипсность зазоры в надбандажном 
уплотнении будут распре делены равномерно. Зазоры в диафрагменном уплотнении в плоскости разъема будут равны, в 
вертикальной плоскости зазор снизу будет больше на 1,0 мм, а зазор сверху—меньше на 1,0 мм необходимой величины, ес-
ли их пригонка будет
 производиться от ротора в плоскости разъема (без пригонки по борштанге). 
Рассмотренный пример наглядно показывает влияние коробления обойм и диафрагм на зазоры в уплотнениях. Наибо-
лее полно требованиям экономичной работы турбины соответствует вариант решения 1. В случае исправления положе-
ния диафрагм по этому варианту усилия парового потока будут распределены симметрично по отношению к рабочей сту-
пени ротора, а зазоры в уплотнениях при любом варианте их пригонки будут распределяться равномерно. 
5.4. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ 
1. Назовите основные типы конструкции уплотнений, применяемых в турбинах. 
2. Поясните конструкцию и принцип действия лабиринтовых уплотнений. 
3. Какова толщина гребней уплотнений в зоне их возможного контакта с ротором и чем она определяется? 
4. Для чего предназначены обоймы концевых уплотнений? 
5. Для чего предназначены осерадиальные надбандажные уплотнения? 
6. Каковы основные причины появления увеличенных радиальных зазоров в уплотнениях? 
7. Каким методом проверяется плотность разъема и как она восстанавливается? 
8. Назовите порядок сборки корпусов концевых уплотнений. 
9. Почему радиальные зазоры уплотнений ("верх—низ", "право—лево") выполняются не одинаковыми? 
10. Как можно увеличить радиальный зазор при пригонке зазоров уплотнений? Как можно его уменьшить? 
11. Как выполняется замена гребней (усиков), устанавливаемых в ротор? 
12. Как выполняются замеры осевых зазоров в уплотнениях? 


Глава 6 
6. РЕМОНТ ПОДШИПНИКОВ 
6.1. РЕМОНТ ОПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ 
6.1.1. Типовые конструкции и основные материалы опорных подшипников 
Вал ротора паровой турбины устанавливается в опорных подшипниках, которые воспринимают и передают на детали 
статора радиальные нагрузки от собственного веса валопровода; его неуравновешенных центробежных сил и расцентро-
вок; аэродинамических сил, возникающих в проточной части и уплотнениях турбины [7, 10, 11, 55...61]. 
В  паровых  турбинах  применяются  только  подшипники  скольжения  с  жидкостным  трением,  в  которых  между  вра-
щающимися и неподвижными деталями при нормальной работе существует тонкий слой смазки. 
На рис. 6.1 показана принципиальная конструкция опорного подшипника. В расточке вкладыша, состоящего из ниж-
ней (3) и верхней (6) половин вкладыша, вращается шейка ротора 11. Вкладыш устанавливается в корпусе 2. Подача масла 
в подшипник регулируется дроссельной ограничительной шайбой в регулируемой колодке 5. Отработавшее масло выдав-
ливается через радиальный зазор и стекает в корпус подшипника, откуда по сливному маслопроводу сливается в масля-
ный бак. 
В различных конструкциях паровых турбин применяются либо выносные корпуса подшипников (стулья), которые ус-
танавливаются отдельно от цилиндров на свои фундаментные рамы, либо встроенные корпуса подшипников, которые вва-
риваются непосредственно в конструкцию сварных цилиндров и составляют с ними одно целое. 
Внутри корпусов подшипников размещаются: 
• встроенная система маслоснабжения вкладышей и слива масла; 
• масляные уплотнения (маслоотбойные кольца), расположенные в местах выхода роторов из корпусов подшипников и 
предназначенные для предотвращения протечек масла вдоль роторов; 
• перегородки,  разделяющие  внутреннюю  полость  корпусов  подшипников  на  отсеки  в  местах  установки  вкладышей  и 
расположения муфты, которые препятствуют пенообразованию масла. 
В  нижней  половине  внутренней  полости  корпусов  подшипников  устанавливаются  кронштейны,  предназначенные  для 
крепления датчиков системы контроля и защиты турбины. 
Выносные корпуса подшипников (стулья) устанавливаются непосредственно на чугунные фундаментные рамы и, одно-
временно с функцией опоры роторов, выполняют функцию опоры цилиндров. Цилиндры опираются на стулья лапами и со-
единяются  с  ними  системой  консольных  и  вертикальных  шпонок.  Относительно  фундаментной  рамы  корпус  подшипника 
фиксируется с помощью продольной шпонки в поперечном направлении и имеет возможность скользить по фундаментной 
раме при возникновении тепловых расширений, не нарушая центровки ротора. На рис. 6.2 в качестве примера показана ниж-
няя половина корпуса опорно-упорного подшипника турбины. В верхней части корпусов выносных подшипников современ-
ных турбин встроены аварийные маслобаки, обеспечивающие подачу масла на подшипники турбины во время ее останова 
при аварийных ситуациях. 
Встроенные корпуса подшипников (картера подшипников) выполняются заодно со сварными цилиндрами низкого дав-
ления  и  имеют  общую  с  цилиндрами  систему  опирания  на  фундаментные  рамы.  На  рис. 6.3 показан  встроенный  корпус 
опорных подшипников в выхлопном патрубке ЦНД турбины К-300-240 ЛМЗ. 
В крышку картера подшипников ЦНД обычно встраивается валоповоротное устройство турбины (ВПУ), предназначен-
ное для проворота роторов при прогреве турбины в период пусков и при остывании после ее останова. 
В настоящее время все корпуса подшипников турбин ХТЗ, ТМЗ и КТЗ выполняются сварными. В турбинах старых кон-
струкций (производства до середины 70-х годов) и всех турбинах ЛМЗ выносные корпуса подшипников выполняются литы-
ми из высококачественного чугуна марки СЧ-21-40. 
В  корпус  подшипника  устанавливается  вкладыш.  К  вкладышам 
подшипников  турбины  предъявляются  жесткие  требования  по  долго-
вечности,  прочности  в  работе,  величине  потерь  на  трение  и  макси-
мально возможной точности их установки. Любое отклонение от этих 
жестко регламентируемых  показателей, как  правило, вызывает  повы-
шенную вибрацию турбины. 
Вкладыши опорных подшипников подразделяют на нерегулируе-
мые и регулируемые. 
Нерегулируемый  вкладыш  подшипника,  показанный  на  рис. 6.4, 
плотно устанавливается в расточке корпуса подшипника, а смещение 
оси  баббитовой  расточки  вкладыша  при  центровке  роторов  может 
быть  достигнуто  за  счет  эксцентричного  растачивания  рабочей  по-
верхности  вкладыша  или  перемещения  всего  корпуса  подшипника. 
Вкладыши такого типа в турбинах современных конструкций приме-
няются редко. 
____________________________________________________________ 
Рис. 6.1. Установка вкладыша опорного подшипника в корпусе: 
1,4,8 — регулируемые опорные колодки; 2 — корпус подшипника; 
— нижняя половина вкладыша; — регулируемая опорная колодка с 
отверстием маслоподвода и дроссельной шайбой; 6—верхняя полови-
на  вкладыша;  7 — крышка  корпуса  подшипника;  9 — канал  масло-
подвода; 10 — регулируемая прокладка; 11 — опорная шейка ротора 



 


Регулируемый вкладыш подшипника имеет в цилиндрической наружной поверхности специальные гнезда, в которые на 
винтах  устанавливаются  регулирующие  колодки,  а  сама  наружная  поверхность  вкладыша  выполнена  со  значительно 
меньшими линейными размерами, чем соответствующие размеры расточки в корпусе подшипника. Радиальное перемеще-
ние этих вкладышей подшипников, необходимое при центровке роторов, может быть осуществлено установкой стальных 
прокладок под регулирующие колодки. 
На рис. 6.5 в качестве примера показан регулируемый опорный вкладыш турбины ЛМЗ. Вкладыш состоит из двух по-
ловин и 3, скрепляемых после укладки валопровода четырьмя болтами 2. Вкладыш имеет баббитовую заливку (расточку) 
7. В верхней половине вкладыша выполнена маслораздаточная канавка 9, а на уровне разъема, в месте подачи масла, — 
маслораздаточный карман 6. Нижняя половина вкладыша устанавливается на трех регулирующих колодках с цилиндри-
ческой  внешней  поверхностью.  Колодки  крепятся  к  вкладышу  винтами.  Между  колодками  и  вкладышем  устанавливают 
прокладки 5, при изменении толщины которых можно изменять положение вкладыша по отношению к корпусу подшип-
ника при центровке. Верхняя колодка используется для плотного зажатия вкладыша в корпусе подшипника. На ряде тур-
бин дроссельная шайба, регулирующая подачу масла в расточку, устанавливается в специальную выточку, выполненную в 
нижней половине вкладыша, или в нижнюю колодку (в этом случае прокладка под этой колодкой также должна иметь от-
верстие для подвода масла). 
На рис. 6.6 показан опорный подшипник турбин ХТЗ. Вкладыш этого подшипника имеет сферическую наружную по-
верхность и устанавливается не в корпусе подшипника, а в обойме, которая закрепляется и центруется в корпусе подшип-
ника с помощью колодок и прокладок 2 под ними. Такие вкладыши называются самоустанавливающимися. Баббитовая 
расточка  самоустанавливающегося  вкладыша  при  укладке  на  нее  ротора  всегда  занимает  положение,  соответствующее 
положению шейки ротора. Центровка самоустанавливающихся подшипников выполняется путем перемещения обоймы. 
В  паровых  турбинах  большой  единичной  мощности  для  предотвращения  возникновения  низкочастотной  вибрации 
применяются сегментные подшипники, которые представляют собой регулируемую обойму с четырьмя и более самоуста-
навливающимися в ней опорными сегментами. На рис. 6.7, 6.7, а показаны сегментные подшипники конструкции ЛМЗ и 
ХТЗ. 
Рабочая поверхность сегментного подшипника разделена на 4...6 подвижных вкладыша — сегменты, каждый из кото-
рых состоит из жесткой опоры и тонкой накладки, снабженной баббитовой наплавкой. Опора с тыльной стороны имеет 
сферическую поверхность для обеспечения близкого к точечному контакта с несущими элементами (установочным коль-
цом для нижних сегментов и крышкой подшипника для остальных). Наличие сферического сопряжения опоры сегмента и 
несущего элемента обеспечивает их самоцентрирование, свободу качаний сегмента в окружном направлении и некоторую 
компенсацию возможного эксплуатационного перекоса осей подшипника и шейки вала. 
Сегментные подшипники конструкции ЛМЗ (рис. 6.7), работают в масляной ванне. 
Сегментные подшипники конструкции ХТЗ, рис. 6.7, а работают с принудительной системой подвода масла к каждому 
сегменту с помощью сопел к верхним сегментам и специального подвода масла через втулку 13, далее под накладками 17, 
между сегментами 11 и накладкой 12 к шейке вала. Для снижения потерь на трение при вращении ротора турбины на вало-
повороте нижние сегменты этих подшипников снабжены системой гидроподъема. 
Элементы подшипников изготавливаются из следующих материалов [7, 15, 55, 61]. Вкладыши подшипников изготавли-
ваются  из  чугуна  марки  СЧ-21-40.  Вкладыши  самоустанавливающихся,  комбинированных  и  сегментных  подшипников,  а 
также обойм выполняются из поковок низкоуглеродистых сталей марок Ст. 10, Ст. 15. 
В  качестве  антифрикционного  материала  для  заливки  подшипников  применяется  баббит  марки  Б-83,  имеющий  сле-
дующий состав, %: олово — 83, сурьма — 11, медь — 6. 
Диаметр рабочей поверхности — баббитовой постели (в дальнейшем расточки) всех типов опорных подшипников, при-
меняемых в паровых турбинах, — выполняется несколько большего диаметра, чем шейка ротора, что необходимо для обра-
зования масляного клина. По конструктивному оформлению, в зависимости от количества создаваемых масляных клиньев, 
расточки подразделяются на одноклиновые (цилиндрические), двухклиновые (эллиптические, часто называемые лимонны-
ми) и многоклиновые (сегментные). 


 
 
 
 
 
 
Одноклиновые вкладыши с цилиндрической расточкой (рис. 6.8,а) применяются преимущественно для опорных подшип-
ников турбин малой мощности. До последнего времени цилиндрические расточки применялись также на всех подшипниках 
генераторов  и  возбудителей  генераторов  независимо  от  диаметра  шейки  ротора.  В  последние  годы  электромашинострои-
тельные заводы для роторов с большими диаметрами шеек роторов начали применять эллиптические расточки. 
Почти на всех современных турбинах при диаметре шейки ротора более 300 мм для повышения вибрационной устойчи-
вости роторов применяются опорные подшипники с двухклиновой — лимонной (эллиптической) расточкой вкладышей (рис. 
6.8,6). 
В сегментных подшипниках (рис. 6.8,в) создается несколько масляных клиньев (в соответствии с количеством сегмен-
тов). Для создания надежного масляного клина между верхними сегментами и ротором большое значение имеют величины 
зазоров, устанавливаемые между ротором и верхними колодками. Регулировку зазоров, по верхним сегментам необходимо 
осуществлять после всех остальных регулировок, в том числе и натяга по подшипнику, так как при выполнении этих работ 
возможна деформация деталей подшипника и, соответственно, изменение зазоров по верхним колодкам. 
 



 



 


Для обеспечения вибрационной надежности турбины необхо-
димо точное соответствие формы и размеров расточки вкладыша 
указанным в чертежах завода. 
Геометрические  размеры  расточки  определяются  заводами-
изготовителями, а усредненные их величины можно определить по 
нижеприведенным формулам. 
1. Для цилиндрической расточки: 
Драст = 1,002 X Дш; 
где Драст — диаметр расточки вкладыша; Дш — диаметр шейки ро-
тора. 
При этом зазоры между шейкой и баббитом будут составлять: 
Верхний 
 
 
 
 
В = 0,002 X Дш; 
боковые (левый, правый)  Л = П=0,001 X Дш. 
2. Для лимонной расточки: 
верхний 
 
 
 
 
В = (0,001-0,0015) X Дш; 
боковые 
 
 
 
 
Л = П= 0,002 X Дш. 
Технологически  лимонная  расточка  выполняется  расточкой 
баббита вкладыша в диаметр 
Драст = Дш + Л + П = 1,004 X Дш. 
Для соблюдения требуемого верхнего зазора в разъем вклады-
ша устанавливается прокладка толщиной t: 
t = Л + П – В = 0,004 X Дш – (0,001—0,0015) X Дш. 
В табл. 6.1 приведены требования заводов-изготовителей к ве-
личине зазоров в подшипнике и рекомендуемые диаметры расточ-
ки вкладышей. 
 
 
 
Таблица 6.1 
Таблица 6.1 Зазоры в некоторых опорных подшипниках и диаметр расточки баббита при их изготовлении 
Величина зазоров 
Диаметр шейки 
Диаметр расточки вкла- Толщина прокладки для 
Завод-изготовитель 
ротора Дш мм 
дыша Драст, мм 
расточки t, мм 
Боковой зазор b, мм Верхний зазор в, мм
280 
0,45...0,5 
0,3...0,35 
281,1+0,05 
0,80 
ЛМЗ 
300 
0,5...0,6 
0,35…0,4 
301,2+0,05 
0,85 
 
325 
0,65...0,7 
0,4...0,45 
326,3+0,05 
0,90 
 
350 
0,7...0,75 
0,4...0,45 
351,4+0,05 
1,00 
 
360 
0,7...0,75 
0,4...0,45 
361,4+0,05 
1,00 
 
240 
0,5…0,55 
0,25...0,35 
241,1+0,05 
0,85 
ТМЗ 
280 
0,55...0,6 
0,30...0,40 
281,2+0,05 
0,90 
 
300 
0,57...0,62 
0,30...0,40 
301,2+0,05 
0,90 
 
325 
0,60...0,67 
0,30...0,45 
326,3+0,05 
1,00 
 
360 
0,67...0,72 
0,35..0,45 
361,4+0,05 
1,05 
 
 
6.1.2. Характерные дефекты опорных подшипников и причины их появления 
В  процессе ревизии,  ремонта  и  контрольной  сборки подшипников  обнаруживаются  дефекты,  требующие устранения. 
Наиболее часто встречаются следующие неисправности [13, 15,62,63, 76]. 
• Выработка баббитовой расточки происходит в процессе эксплуатации, как правило, при пусках и остановах турбоаг-
регата в условиях полусухого трения из-за отсутствия устойчивого масляного клина при малых частотах вращения ротора; 
величина выработки в значительной мере зависит от количества пусков и остановов, качества масла и распределения нагруз-
ки от веса ротора на опорные подшипники. 
• Механический износ баббита с возникновением на нем кольцевых рисок возникает обычно в результате эксплуатации 
турбины с применением обводненного масла или масла с повышенным содержанием механических примесей. 
• Отслоение баббитовой заливки вкладыша происходит вследствие некачественной заливки баббита или высокого уров-
ня динамических нагрузок при повышенной вибрации турбоагрегата. 
• Выкрашивание баббитовой заливки вкладыша происходит вследствие: 
а)  увеличенных зазоров в расточке вкладыша; 

б)  перераспределения  нагрузок  на  подшипник  в  результате  тепловых  расцентровок  и  возникающей  вследствие  этого 
вибрации ротора. 
• Электроэрозионный износ расточки баббита возникает в результате появления токов между роторами и опорами из-за 
остаточной намагниченности деталей турбины или отсутствия изоляции в районе заднего подшипника генератора (задний 
стул - фундаментная рама, задний подшипник водородного уплотнения — его корпус). 
• Повреждение  опорных  подшипников  с  частичным  подплавлением  баббитовой  заливки  или  ее  полным  выплавлением 
происходит: 
а)  из-за прекращения подачи масла или снижения его расхода на подшипник; 
б)  перераспределения  нагрузки  на  подшипники  в  результате  тепловой  расцентровки  роторов  (затрудненных  тепловых 
расширений турбины). 
• Повреждение опорных колодок и набора регулирующих прокладок вкладыша происходит обычно по следующим причи-
нам: 
а) дефекты сборки подшипника (слабая обтяжка крепежа опорных колодок и, как следствие, отсутствие натяга на под-
шипнике); 
б) некачественная пригонка прилегания опорных подушек к расточке вкладыша; отсутствие натяга на подшипнике; 
в) перераспределение нагрузок на подшипник в результате тепловых расцентровок; наличие большой угловой несоосно-
сти роторов ("маятника"). 
• Повреждение опорных поверхностей расточек корпусов подшипников. 
• Повреждение сферы самоустанавливающихся опорных и опорно-упорных подшипников происходит вследствие: 
а) отсутствия натяга по сфере вкладыша подшипника; 
б) перераспределения нагрузок на подшипник в результате тепловых расцентровок; 
в) наличия излома осей пары роторов с жесткой муфтой "маятника" (в результате торцевого боя полумуфт или непра-
вильной затяжки крепежа муфты). 
• Течь масла по валу происходит вследствие: 
а) увеличенных зазоров по усикам масляного уплотнения, возникающих в результате износа усиков в процессе эксплуа-
тации, а также некачественной пригонки зазоров во время монтажа и ремонта; 
б) избыточного давления в корпусе подшипника; 
в) наличия повреждений в разъемах масляного уплотнения (неплоскостность сопрягаемых поверхностей). 
• Течь масла по разъемам крышки корпуса подшипников может происходить по следующим причинам: 
а) наличие в разъемах механических повреждений или неплоскостности сопрягаемых поверхностей; 
б) увеличение сверхдопустимого натяга между крышкой и вкладышем; 
в) некачественная сборка разъема или отсутствие уплотнительных материалов; 
г) несоответствие линейных размеров закатного масляного уплотнения размерам расточки под него. 
• Течь масла в трещины корпуса подшипников, трубопроводов маслоподвода. 
• Повреждение расточек под опорные вкладыши, как правило, происходит по следующим причинам: 
а) мал или отсутствует натяг по вкладышу подшипника; 
б) некачественная сборка опорных подушек вкладышей и, как следствие, отсутствие натяга; 
в) отсутствие требуемой площади прилегания опорных подушек к расточке корпуса подшипника; 
г) отсутствие прилегания по сферам обоймы и вкладыша самоустанавливающегося подшипника и, как следствие, отсут-
ствие натяга; 
д) электроэрозионный износ расточек. 
• Увеличенные зазоры в шпоночных соединениях (в первую очередь — в вертикальных и консольных шпонках). 
6.1.3. Основные операции, выполняемые при ремонте опорных подшипников 
6.1.3.1. Вскрытие корпусов подшипников, их ревизия и ремонт 
Одной  из  самых  важных  операций,  которой  должно  уделяться  максимальное  внимание,  является  вскрытие  корпусов 
подшипников и их разборка. При вскрытии крышки корпуса подшипника очень важно проверить натяг по верхней колодке 
вкладыша (обоймы) подшипника, а при разборке собственно подшипника необходимо выполнить замеры верхнего и боко-
вых зазоров и проверить прилегание центрирующих колодок к расточке корпуса подшипника. Эти сведения необходимы как 
для анализа работы турбоагрегата до ремонта, так и для принятия решения по требующемуся объему ремонта. Указанные 
замеры должны быть занесены в ремонтный формуляр.
 
После разборки подшипников и масляных уплотнений производится очистка корпуса подшипника от масла и отложений 
шлама, а разъемов — от бакелита. 
Визуальному осмотру и ревизии подвергаются все сопрягаемые поверхности корпусов подшипников: 
• горизонтальный  разъем  корпуса  и  крышки  подшипника  (с  выполнением  контрольной  сборки  и  проверкой плотности 
разъема); 
• расточка под масляные уплотнения; 
• расточки опорных и упорных поверхностей под установку вкладышей подшипников. 
В процессе ревизии проверяется геометрия расточек под масляные уплотнения и расточек под вкладыши подшипников. 
При необходимости производится их исправление шабровкой по калибру или расточкой с помощью специальных приспо-
соблений. 
При наличии во время эксплуатации протечек масла через корпус подшипника, производится мелокеросиновая проверка 
мест возможных протечек в корпусе подшипника на отсутствие трещин. 
В  соответствии  с  требованиями  руководящего  документа [77] в  период  капитальных  ремонтов  необходимо  проводить 
ревизию и ремонт узлов сопряжения. В некоторых случаях производится демонтаж стульев с полным ремонтом поверхно-


стей скольжения и шпоночных соединений. Эти операции рассмотрены в главе 11, посвященной нормализации работы сис-
темы тепловых расширений. 
6.1.3.2. Ревизия вкладышей 
После разборки корпусов подшипников производится выемка вкладышей, их ревизия, визуальный осмотр и ремонт. 
Для проведения ревизии вкладыша подшипника производится его очистка от грязи, масляного шлама и нагара. Одно-
временно с ревизией производится и визуальный осмотр. 
При визуальном осмотре подшипника необходимо особо обратить внимание: 
— на состояние баббитовой заливки и отсутствие механических повреждений (на поверхности баббита не должно быть 
царапин, рисок, трещин, раковин, забоин, отслоений и механических вкраплений); 
— характер выработки баббитовой заливки вкладыша (по ее величине и расположению можно судить об особенностях 
работы турбины в период эксплуатации); 
— плотность соединения баббитовой заливки с телом вкладыша; 
—  отсутствие  выработки  и  наклепа  на  центрирующих  колодках,  сфере  и  обойме  самоустанавливающихся  опорных  и 
опорно-упорных подшипников, а также на расточках корпусов подшипников. 
Плотность соединения баббитовой заливки с телом вкладыша проверяется путем нажатия на баббитовую поверхность. 
При этом из под нее не должно выступать масло, а при механическом обстукивании баббитовой заливки свинцовым молот-
ком должен быть слышен чистый металлический звук без какого-либо дребезжания (дребезжание указывает на отставание 
баббитовой  заливки  от  тела  вкладыша).  В  сомнительных  случаях  может  быть  применена  проверка  плотности  баббитовой 
заливки методом керосиновой пробы. Для этого вкладыши погружаются в керосин на 1...2 ч, после чего их вытирают насухо, 
а разъем и торцы окрашивают разведенным в воде зубным порошком. При наличии отставания баббитовой заливки на белом 
фоне мелового покрытия, в месте расположения стыка баббита и основного металла вкладыша, через некоторое время поя-
вится  темная  линия.  В  настоящее  время  наряду  с  перечисленными  методами  для  контроля  качества  адгезии  (прилипания) 
баббита с основным металлом вкладыша (при его перезаливке) применяется ультразвуковой контроль. 
Правильность геометрии расточки баббита (отсутствие выработки) проверяется по специальному калибру, выполненно-
му в размер расточки конкретного вкладыша, и краске. 
В случае обнаружения выработки она должна устраняться путем перерасточки баббита или шабровкой. Способ устране-
ния выработки зависит от ее величины, однако надо помнить, что действующие в энергетике руководящие документы за-
прещают шабровку баббитовой расточки во избежание возникновения низкочастотной вибрации при пуске и работе турби-
ны после ремонта. 
Качество прилегания сферы к расточке обоймы или корпусу подшипника, а также самоустанавливающихся опорных и 
опорно-упорных подшипников проверяется слесарным щупом 2-го класса; пригонка производится по краске. 
Прилегание сферы к расточке восстанавливается шабровкой сферы вкладыша по ответной поверхности обоймы или рас-
точки. При этом следует помнить, что шабрится выпуклая поверхность вкладыша, так как выпуклую поверхность легче об-
рабатывать, а вогнутая поверхность, обработанная на заводе, всегда будет служить калибром. Исключение возможно только 
в случае механического повреждения вогнутой поверхности, например, при возникновении наклепа. 
В процессе ревизии изношенные крепежные элементы ремонтируются или заменяются. 
6.1.3.3. Проверка натягов и зазоров 
При вскрытии, после центровки и окончательной пригонки прилегния опорных колодок к расточке корпуса подшипника, 
выполняются замеры зазоров и натягов по подшипнику. 
Проверка натяга по верхней колодке подшипника (рис. 6.9,а), проводится по свинцовым оттискам. Для этого в горизон-
тальный разъем корпуса подшипника устанавливаются стальные калиброванные пластины (чаще всего шлифованные пла-
стины толщиной t = 1,0 мм); рядом с ними и на верхнюю колодку вкладыша подшипника укладывается свинцовая проволока 
и  крышка  корпуса  обтягивается.  После  этого  крышка  снимается,  свинцовые  оттиски  замеряются  микрометром  и  произво-


дится расчет наличия натяга или зазора по верхней колодке. 
Проверка верхнего зазора по баббиту (рис. 6.9,6) производится также по свинцовым оттискам. Для этого, после вскрытия 
верхней половины вкладыша, между шейкой вала и верхней половиной вкладыша в двух местах по длине шейки и на плос-
кость разъема вкладыша устанавливают куски свинцовой проволоки диаметром 1,0... 1,5 мм, после чего вкладыш собирают и 
стягивают болтами. После снятия верхней половины вкладыша толщина сплющенной свинцовой проволоки замеряется мик-
рометром. Разница в толщинах проволок на шейке и вкладыше дает величину зазора между шейкой и верхней половиной 
вкладыша. 
Замер верхнего зазора по слесарному щупу не допускается (возможен только как справочный)! 
Проверку  боковых  зазоров  по  баббиту  (рис. 6.9, в),  производят  с  помощью  щупа 2-го  класса  у  разъема  при  снятой 
верхней половине вкладыша, опуская щуп на глубину 15...40 мм (в зависимости от требований завода-изготовителя). 
Наличие зазора под нижней колодкой вкладыша проверяется после укладки нижней половины вкладыша в расточку, 
до укладки ротора. Наличие зазора под нижней колодкой обязательно, что обеспечивает натяг на боковые колодки. Вели-
чина натяга зависит от линейных размеров вкладыша, угла установки боковых колодок, требований завода-изготовителя и 
колеблется от 0,05 до 0,15 мм. В практике ремонта этот зазор часто делается больше, до 0,35 мм, но он должен всегда вы-
бираться (задавливаться весом ротора) после укладки ротора. Замер зазора проверяется слесарным щупом 2-го класса. 
Прилегание  боковых  колодок  к  расточке  проверяется  щупом  после  организации  зазора  под  нижней  колодкой  при 
уложенном роторе. По всему периметру колодок зазор не должен превышать 0,03 мм. 
Все перечисленные сведения о пригонке вкладыша заносятся в ремонтный формуляр. 
6.1.4. Перемещение подшипников при центровке роторов 
При необходимости перемещения ротора по данным его центрирования по полумуфтам оно (перемещение) осущест-
вляется за счет изменения толщин прокладок, расположенных под опорными колодками (подушками) вкладышей под-
шипников или колодками обойм. 
Боковые колодки располагаются симметрично, под некоторым углом относительно вертикальной оси вкладыша, по-
этому  при  вертикальных  или  горизонтальных  перемещениях  вкладыша  толщины  прокладок  под  боковыми  колодками 
изменяются на величину, отличную от величины перемещения вкладыша. Для определения зависимости между переме-
щением  вкладыша  и  изменением  толщины  подкладок  под  боковыми  колодками  рассмотрим  схему  перемещения  вкла-
дыша в расточке корпуса подшипника (рис. 6.10). 
Если  обозначить  угол  расположения  боковых  колодок  вкладыша  относительно  вертикальной  оси  через  а  (рис. 
6.10,а), то при подъеме вкладыша на величину а нужно изменить толщину подкладки под нижней колодкой также на ве-
личину а; при этом между боковыми колодками и расточкой в корпусе подшипника получится зазор, величина которого 
определится из формулы 
b = a cosα. 
Следовательно, толщина подкладки под боковыми колодками должна быть увеличена на величину b. 
При опускании подшипника на величину а необходимо уменьшить толщину подкладок под нижней колодкой на эту же 
величину, а под боковыми колодками — на величину b. 
При  горизонтальном  перемещении  ротора  на  величину  с  (рис. 6.10,6), толщины  прокладок  под  колодками  должны 
быть изменены на толщину 
d = ±с sinα, 
т. е. с одной стороны вкладыша нужно уменьшить толщину подкладки на величину d, а с другой — увеличить ее на ту 
же величину. 
Подкладки под нижней колодкой при горизонтальном перемещении ротора не меняются, так как эти перемещения не-
значительны  по  сравнению  с  линейными  размерами  вкладыша  и  практически  не  изменяют  высотного  положения  вкла-
дыша. 
Подкладки под опорные колодки вырезаются из стальной калиброванной ленты, которая изготавливается толщиной 
0,05; 0,10; 0,15; 0,20; 0,25 мм и так далее до толщины 0,5 мм. 
Под  каждой  из  колодок  может  быть  установлено  не  более  трех  регулирующих подкладок;  ширина  и  длина  каждой 
подкладки должна быть меньше соответствующих размеров паза во вкладыше на 1...2 мм. 
При центровке ротора по полумуфтам может возникнуть необходимость перемещения вкладыша на величину меньше 
0,05 мм. Такие незначительные изменения получают установкой подкладок большей толщины и соответствующей обра-

боткой колодок. 
Пример. Требуется переместить вкладыш вправо на 0,04 мм. Угол расположения колодок к вертикальной оси вкла-
дыша 60°. 
Необходимое изменение толщин подкладок под боковыми колодками: 
= ±0,04 sin60° = ± 0,035 мм. 
Поскольку подобрать прокладки для выполнения такого перемещения невозможно, то следует подложить под левую 
колодку дополнительную подкладку толщиной 0,05 мм или заменить имеющуюся там подкладку другой, которая была 
бы. толще ее на 0,05 мм. Затем следует, проверяя плотность прилегания правой колодки по натирам, шабрить ее до 
тех пор, пока вкладыш не переместится на 0,04 мм, что проверяется замерами по полумуфте. Если в результате такой 
операции увеличится зазор между нижней колодкой и расточкой вкладыша (без нагрузки на вкладыш от веса ротора) на 
величину, превышающую 0,05.. .0,07 мм, то следует опустить вкладыш на требуемую величину, для чего дополнительно 
слегка пришабрить по натирам обе боковые колодки.
 
После  окончательного  перемещения  вкладыша  в  обязательном  порядке  необходимо  произвести  пригонку  прилегания 
колодок (центрирующих  подушек)  к  расточке  корпуса подшипника по  краске. После  пригонки  щуп  толщиной 0,02 мм  не 
должен проникать в зазор по всему периметру колодок. 
6.1.5. Закрытие корпусов подшипников 
Перед закрытием корпусов подшипников производятся следующие операции: 
• сборка верхних половин вкладышей; 
• сборка муфт роторов; 
• контрольные замеры осевого положения роторов относительно корпусов подшипников; 
• настройка датчиков относительного расширения роторов, осевого сдвига и других; 
• сборка и проверка цепей контроля температуры вкладышей; 
• установка на место нижних половин масляных уплотнений; при этом вертикальный разъем фланцевых уплотнений и 
наружная радиальная поверхность уплотнений, устанавливаемых в расточку, уплотняется нанесением на них бакелитового 
лака; 
• внутренняя полость корпуса подшипников тщательно очищается и сдается "на чистоту" представителям эксплуатации, 
при этом также проверяется удаление всех установленных на период ремонта пробок и заглушек; 
• в крышку корпуса подшипников устанавливаются верхние половины масляных уплотнений; 
• горизонтальный разъем корпуса подшипников (и крышки) проверяется, на отсутствие механических забоин на разъем 
наносится бакелитовый лак1. 
Производится закрытие и затяжка крепежа крышки корпуса подшипников. 
6.2. РЕМОНТ УПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ 
6.2.1. Типовые конструкции и основные материалы упорных подшипников 
Упорный подшипник служит для восприятия осевого усилия, действующего на ротор во время работы турбины, и пере-
дачи его на детали статора. 
Упорный подшипник фиксирует осевое положение вращающегося ротора турбины по отношению к ее неподвижным де-
талям; при этом положение ротора в упорном подшипнике и положение самого упорного подшипника в корпусе определяют 
величину осевых зазоров в проточной части турбины и уплотнениях. 
На величину зазоров в проточной части турбины и в уплотнениях во время работы турбины влияет также разница тем-
пературных удлинений цилиндра и ротора. Это обстоятельство должно учитываться при первоначальной установке упорно-
го подшипника, его пригонке, а также проверке осевых зазоров в турбине, особенно в тех уплотнениях, которые максималь-
но удалены от упорного подшипника (диафрагмы последних ступеней, заднее концевое уплотнение). 
В паровых турбинах применяются два типа упорных подшипников: гребенчатые и сегментные [7,10, 11, 55...61]. 
Гребенчатые упорные подшипники благодаря простоте конструкции и большой упорной поверхности (что способствует 
хорошему отводу теплоты и достаточной надежности в эксплуатации) имели широкое распространение в турбинах низких и 
средних параметров пара. На рис. 6.11 показан разрез гребенчатого упорного подшипника турбин ХТЗ. Втулка с гребнями 
насажена на вал и заклинена шпонками. Кольцевые канавки вкладыша залиты баббитом, и каждая из них имеет свой подвод 
масла через сверления в теле вала и гребенчатой втулки. 
Недостатками этих подшипников являются: большие линейные размеры (длина), значительные потери на трение, труд-
ности обеспечения равномерного распределения давления между гребнями и отсутствие условий для образования масляного 
клина. 
В современных паровых турбинах применяются только сегментные упорные гидродинамические подшипники скольже-
ния. 
_____________________ 
1В некоторых случаях для уплотнения горизонтального разъема корпусов подшипников, имеющих дефекты, применяют уп-
лотняющие материалы: тонкий асбестовый шнур, "ленту фум" и другие. При этом необходимо учитывать, что эти материалы в 
разъеме  будут прожиматься неполностью и  будут влиять на  фактический  натяг  по верхней колодке  подшипника. Поэтому  в 
случае установки в разъем прокладочных материалов при регулировке натяга на верхнюю колодку вкладыша надо вводить по-
правку на прокладочный материал. 



Конструкция  сегментных  упорных  подшипников  реа-
лизуется таким образом, чтобы подвижная и неподвижная 
поверхности образовывали между собой суживающийся в 
направлении вращения вала зазор. С этой целью вкладыш 
разделен  на  несколько  отдельных  сегментов  (рис. 6.12), 
каждый  из  которых  устанавливается  под  небольшим  уг-
лом к поверхности движущейся части. Благодаря разделе-
нию упорной поверхности на сегменты и выделению их в 
отдельный  узел  с  возможностью  изменения  положения 
относительно упорного диска для организации масляного 
клина  подшипник  работает  в  условиях  жидкостного  тре-
ния  (на  масляном  клине).  По  способу  установки  сегмен-
тов различают два вида сегментных подшипников: 
• подшипник с жесткой установкой сегментов, иногда 
называемый "подшипником Мит- челя";. 
• подшипник  с  самоустанавливающимися  колодками 
"типа  Кингсбери",  называемый  так  же  подшипником  ба-
лансирного типа. 
Упорный  подшипник  с  жесткой  установкой  сегмен-
тов (чаще всего выполняется комбинированным опорно-
упорным) применяется заводами ЛМЗ и ТМЗ во всех ти-
пах  выпускаемых  турбин.  Обойма  опорно-упорного  под-
шипника  с  реглирующими  колодками  устанавливается  в 
расточку  корпуса  подшипника,  а  в  осевом  направлении 
фиксируется установочными кольцами. 
Сферический опорно-упорный вкладыш устанавлива-
ется в обойму с натягом 0,02.. .0,05 мм. Шаровая поверх-
ность  вкладыша  обеспечивает  его  правильное  простран-
ственное  положение  (при  сборке)  относительно  ротора  и 
воспринимает  осевые  нагрузки  во  время  работы.  Для 
компенсации  веса  консольной  части  вкладыша  под  ней 
устанавливается пружинный амортизатор. 
Сегменты (колодки), на которые опирается ротор 
при работе турбины, принято называть рабочими колод-
ками, 
а колодки, воспринимающие усилия при переме-
щении ротора в противоположную сторону, — 
установочными. 
Сегменты  упорных  рабочих  и  установоч-
ных  колодок  опираются  и  фиксируются  на 
опорных полукольцах. С помощью изменения 
толщины рабочих и установочных колец регу-
лируется  масляный  зазор  (разбег  ротора)  в 
упорной части подшипника. При нормальной 
работе  упорного  подшипника  величина 
масляного  разбега  ротора  в  подшипнике 
должна составлять 0,5...0,7 мм.
 
На  рис. 6.13 представлен  односторонний 
опорно-упорный вкладыш подшипника турби-
ны Т-100-130 ТМЗ. Опорная часть вкла- 
дыша  помещена  внутри  обоймы;  упорная 
часть является консольной, под ней размещен 
пружинный амортизатор. Упорная часть вкла-
дыша имеет два ряда колодок, расположенных 
по  обеим  сторонам  упорного  диска  ротора. 
Колодки  опираются  на  опорные  кольца  и 
удерживаются  на  них  полукольцами  с  зубом, 
входящим в паз на колодках, и пальцами, вхо-
дящими в отверстия на опорных площадках. 
На  некоторых  типах  турбин,  например  К-
300-240  ЛМЗ,  Т-250/300-240  ТМЗ,  Т-175-130 
ТМЗ и других, применяется комбинированный 
двухсторонний  опорно-упорный  вкладыш  с 
симметричной установкой упорных сегментов 
(по обе стороны опорной части). 
На  рис. 6.14 показан  комбинированный 
двухсторонний  опорно-упорный  подшипник 
турбины  Т-250/300-240  ТМЗ.  Такая  конструк-


ция характерна для мощных паровых турбин, в которых на переменных режимах работы осевое усилие может менять свое 
направление. Сегменты расположены на установочных кольцах. Каждый сегмент подвешивается на двух специальных вин-
тах, удерживается с помощью заплечиков и контактирует ребром качания с установочным кольцом. 
В турбинах производства КТЗ также применяются опорно-упорные подшипники с жесткой установкой сегментов. Отли-
чительной чертой турбин КТЗ является объединение главного масляного насоса в один узел с опорно-упорным подшипни-
ком [11]. Конструкция насос—подшипник, показанная на рис. 6.15, имеет следующие особенности: 
• в качестве упорного диска использовано колесо центробежного масляного насоса, который обеспечивает подачу масла 
на все узлы агрегата; 
• вкладыш переднего опорного подшипника одновременно является уплотнением насоса; 
• подвод масла к упорным колодкам осуществляется по периферии, а отвод — от внутренней поверхности. 
Опорно-упорный подшипник турбин КТЗ выполняется без обоймы и опирается на цилиндрическую расточку корпуса. 
Недостатком конструкции упорного подшипника с жестким опиранием сегментов с точки зрения ремонтопригодности 
можно считать необходимость точной пригонки толщины рабочих колодок, устанавливаемых на шлифованные полукольца 
(разнотолщинность сегментов не должна превышать 0,02 мм). 
В турбинах производства ХТЗ применяются упорные подшипники "типа Кингсбери" с самоустанавливающимися ко-
лодками, опирающимися на выравнивающую систему [58]. На рис. 6.16 показан упорный подшипник турбины К-300-240 
ХТЗ. 
Отличительной особенностью данного типа упорного подшипника является то, что при увеличении нагрузки на одну 
из колодок перемещение этой колодки передается на обе соседние колодки через опоры выравнивающей системы, отжи-
мая их в сторону упорного гребня. Под этими колодками уменьшается толщина масляного клина, возрастает давление, а 
между ними происходит перераспределение нагрузки. Такая система установки упорных колодок позволяет равномерно 
распределить на них нагрузку и не требует повышенной точности пригонки толщины колодок. 
Недостатком упорного подшипника балансирного типа можно считать сложность регулировки масляного разбега ро-
тора в связи с наличием в системе дополнительных упругих элементов. 
Вкладыши самоустанавливающихся комбинированных подшипников и обойм выполняются из поковок низкоуглеро-
дистых сталей марок Ст. 10(15) [7, 55]. 
 



 
 
 
 
 
 
 
 



 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 



 

Сегменты  упорных  подшипников  изготавливаются  из  бронзы  ОФ-10-1,  а  в  качестве  антифрикционного  материала  для 
заливки сегментов применяется баббит марки Б-83. 
Несущая способность упорного подшипника определяется: 
• обеспечением равномерного распределения нагрузки между отдельными колодками; 
• рациональной конструкцией упорных колодок; 
• организацией надежного маслоснабжения, определяющего условия теплоотвода от колодок. 
Для повышения несущей способности упорных подшипников мощных паровых турбин в последние годы были разрабо-
таны специальные конструкции. Одно из основных их отличий — изменение конструкции упорной колодки. На рис. 6.17 
показана  упорная  колодка  новой  конструкции.  На  стальное  основание  с  помощью  планок  и  штифтов  крепится  тонкая 
стальная накладка с наплавленным на рабочей стороне слоем баббита толщиной 1 мм. На основании выполнены радиаль-
ные канавки прямоугольного сечения, по которым движется масло, охлаждая накладку и основание, сделанные из стали В 
СТ-Зсп4. 
Введение охлаждения обеспечивает выравнивание температурного поля в упорной колодке и повышение ее средней удель-
ной нагрузки примерно на 30% по сравнению с колодкой без охлаждения. 
6.2.2. Характерные дефекты упорной части подшипников и причины их появления 
В  процессе  ревизии  и  ремонта  упорных  подшипников  обнаруживаются  дефекты,  требующие  устранения.  Наиболее 
часто встречаются следующие неисправности [13, 15, 62, 63,76]: 
•  Выработка баббита сегментов происходит в условиях полусухого трения, возникающего: 
а)  вследствие отсутствия масляного клина из-за неправильно выполненной передней кромки сегмента; 
б)  повреждения ребра качания сегментов; 
в)  возникновения на установочном кольце под ребром качания сегмента выработки, препятствующей повороту сегмен-
та и образованию необходимого масляного клина. 
• Повреждение ребра качания сегмента и выработка на установочном кольце под ребром качания сегмента происходят 
из-за осевой вибрации валопровода и электроэрозионного износа. 
• Механический износ баббита с возникновением кольцевых рисок возникает обычно в результате эксплуатации турби-
ны с применением обводненного масла или масла с повышенным содержанием механических примесей. 
• Отслоение баббитовой заливки сегмента может происходить из-за некачественной заливки или высокого уровня ди-
намических нагрузок на упорные колодки во время эксплуатации турбины с повышенной вибрацией. 
• Выкрашивание баббитовой заливки сегмента происходит вследствие резкого изменения нагрузки турбины и возник-
новения низкочастотной вибрации ротора турбины. 
• Электроэрозионный износ деталей  упорного подшипника  возникает  в результате появления  токов между роторами и 
опорами из-за остаточной намагниченности деталей турбины или отсутствия изоляции в районе заднего подшипника генера-
тора (задний стул—фундаментная рама, задний подшипник водородного уплотнения — его корпус). 
• Частичное подплавление или полное выплавление баббитовой заливки сегментов происходит: 
а)   вследствие прекращения подачи масла или снижения расхода масла на подшипник; 
б)  перераспределения нагрузки на колодки при резком изменении нагрузки турбины; 
в)  затрудненных тепловых расширений турбины. 
• Повреждение упорных колец обоймы упорного подшипника происходит из-за осевой вибрации валопровода. 
• Повреждение упорных поверхностей корпусов подшипников происходит из-за осевой вибрации валопровода. 
6.2.3. Ревизия и ремонт 
Перед разборкой упорного подшипника в обязательном порядке необходимо произвести контрольный замер положения 
роторов относительно корпуса подшипников и занести его значение в формуляр. 
Сама  разборка  и  объем  ревизии  не  значительно  отличаются  от  работ,  производимых  на  опорных  подшипниках  (см. § 
6.1.3). Дополнительно необходимо произвести визуальный осмотр, ревизию и ремонт упорных сегментов и упорных полу-
колец. При этом удаляются возможные вкрапления твердых частиц с поверхности баббитовой заливки. 
В  упорных  подшипниках  с  жесткой  установкой  упорных  сегментов  следует  обратить  внимание  на  состояние  упорной 
поверхности и ребер качания сегментов (отсутствие на них выработки, наклепа и других повреждений). Необходимо также 
проверить толщину установочных и рабочих колодок; разница в толщине каждого комплекта сегментов не должна пре-
вышать 0,02 
мм. 
Упорные полукольца не должны иметь выработку в местах опирания сегментов. В случае обнаружения выработки упор-
ное  кольцо  в  сборе  (рабочее  или  установочное)  нужно  прошлифовать  "как  чисто",  а  в  случае  значительных  повреждений 
заменить на новое. 
В  упорных  подшипниках  балансирного  типа  дополнительно  необходимо  обратить  внимание  на  ревизию  балансирной 
системы. В подшипниках этого типа разнотолщинность комплекта сегментов не имеет такого принципиального значения. 
При ревизии упорного подшипника нужно отревизировать упорный диск; при этом должны быть проверены: 
• состояние поверхности диска; 
• перпендикулярность рабочей поверхности диска по отношению к оси вала. 
Проверка перпендикулярности диска к оси вала осуществляется с помощью двух индикаторов, закрепленных на плоско-
сти разъема упорного подшипника с двух противоположных сторон; если разница в показаниях индикаторов не превышает 
0,03 мм, то это указывает на удовлетворительную насадку упорного диска. 
6.2.4. Контрольная сборка опорно-упорного подшипника 
Сборка упорных подшипников производится после установки ротора в статоре в определенном осевом положе-
нии. Сборка должна обеспечить полное прилегание упорных колодок к упорному диску ротора. 
До  начала общей  сборки  производят подготовительные  работы: пригонку  упорных  колодок  по  баббиту  и по  высоте, 

пригонку сферических поверхностей обоймы и вкладыша для создания между сферой вкладыша и гнездом обоймы натяга 
(0,02.. .0,06 мм). 
Установка фольги для обеспечения натяга не допускается. 
 
Натяг по сфере между вкладышем и обоймой выполняется в соответствии с чертежами, формулярами и информацион-
ными письмами. В зависимости от условий эксплуатации возможны отступления в сторону увеличения натяга (для устране-
ния вибрации) или в сторону его уменьшения до появления зазора в 0,01.. .0,02 мм (для возможности поворота вкладыша на 
сфере). 
Устанавливая зазор между обоймой и вкладышем, следует помнить, что это мера временная, свидетельствующая об от-
клонениях в системе тепловых расширений турбины, которая может привести к значительным повреждениям сферы опорно-
упорного подшипника; при этом в ближайший капитальный ремонт необходимо провести комплекс работ по нормализации 
тепловых расширений. 
При наличии обойм для установки упорных колодок в процессе сборки необходимо выдержать зазор до 0,1 мм между 
упорными колодками, установленными в гнезда обойм. 
Закончив подготовительные работы, приступают к общей сборке подшипника. На опорную часть нижнего вкладыша ук-
ладывают ротор, выдержав осевые зазоры в проточной части. Сдвигают ротор в сторону установочных колодок и заводят 
нижнюю половину упорного полукольца с рабочими колодками; после этого ротор сдвигают на рабочие колодки и заводят в 
корпус подшипника нижнюю половину упорного полукольца с установочными колодками. Ротор устанавливают в промежу-
точное положение так, чтобы сегменты рабочих и установочных колодок были свободны, после чего устанавливается верх-
няя половина опорно-упорного подшипника. Верхняя половина устанавливается в сборе с упорными колодками. Затем оп-
ределяют толщину дистанционной прокладки для обеспечения требуемого осевого разбега ротора. 
По окончании проверки отдельных деталей проводят пригонку по месту прилегания колодок к упорному гребню ротора. 
Проверку  выполняют  по  краске  или  по  натиру.  В  случае  неудовлетворительного  прилегания  отдельные  пятна  на  баббите 
сшабривают. 
6.3. ПРОВЕРКА ОСЕВОГО РАЗБЕГА РОТОРА 
При  собранном  упорном  (опорно-упорном)  подшипнике  необходимо  также  замерить  осевой  разбег  ротора.  Величина 
осевого разбега в упорном подшипнике должна соответствовать значениям, указанным в формуляре турбины. При наличии 
износа упорного подшипника до величины, превышающей формулярный размер, разбег должен быть уменьшен. Уменьше-
ние разбега достигается изменением соответствующих прокладок или перезаливкой упорных колодок. 
Для замера величины разбега ротора на турбине устанавливаются три индикатора для измерения: 
1)  перемещения ротора; 
2)  перемещения вкладыша; 
3)  перемещения обоймы. 
Индикаторы устанавливаются в районе разъема корпуса подшипника. При этом индикатор, указывающий ход обоймы, 
должен быть установлен в районе установочных колец, находящихся между пазом обоймы и зубом стула на нижней поло-
вине обоймы. 
При проведении замеров различают: 
полный разбег ротора (по тексту — "разбег ротора") — общий разбег ротора вместе с упорным подшипником, вклю-
чающий в себя масляный разбег ротора и люфты упорного подшипника; величина разбега определяется по показанию инди-
катора перемещения ротора; 
масляный разбег ротора — зазор между упорным диском и баббитовой заливкой упорных колодок, определяемый рас-
четным путем как разность величин полного разбега ротора и суммы люфтов и деформаций. 
Перед проверкой разбега роторов необходимо шейки роторов полить маслом и прокрутить роторы. Перемещение рото-
ров проводится специальным приспособлением для проверки 
разбега  роторов.  Проверка  разбега  производится  без  проворота  роторов.  В  случае  необходимости  проворота  роторов, 
индикатор,  указывающий  ход  роторов,  должен  быть  установлен  к  поверхности,  аксиальный  бой  которой  не  превышает 
0,02...0,03 мм. 
Если ход обоймы при проверке разбега до ремонта превышает 0,1 мм, то в ходе ремонта необходимо принять меры по 
уменьшению  люфтов  и  доведению  его  значения  до 0,05...0,08 мм.  Для  восстановления  величины  хода  обоймы  в  корпусе 
подшипника следует восстановить шабровкой поверхность упорных поясков корпуса подшипника, произвести ремонт уста-
новочных колец подшипника наваркой и последующей шлифовкой или их замену. 
Проверка разбега проводится 2...3 раза перемещением роторов от установочных колодок до рабочих. Критерием полного 
отжатия ротора считается зажатие и неподвижность одной из доступных для проверки колодок при условии повторяемости 
всех проводимых замеров по индикаторам при повторных отжатиях (разница показаний индикаторов не должна превышать 
0,02 мм), а также положение, когда индикатор хода обоймы зафиксировал ее перемещение. 
Результаты замеров по индикаторам, в том числе установочные (базовые) размеры, заносятся в формуляр про-
точной части. 
Проверка разбега роторов проводится до ремонта (при разборке подшипника) и после ремонта (при сборке подшипни-
ка). Одновременно с разбегом проводятся замер и контроль установочных (базовых) размеров роторов относительно деталей 
статора турбины. 
6.4. ПЕРЕЗАЛИВКА БАББИТА ВКЛАДЫШЕЙ ОПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ И КОЛОДОК УПОРНЫХ 
ПОДШИПНИКОВ 
Заливка вкладышей и сегментов баббитом очень ответственная операция, требующая строгого соблюдения технологи-
ческого процесса. 
В настоящее время применяются два метода презаливки подшипников баббитом [13, 15,61]: 
—  заливка вручную по шаблону в специальном приспособлении; 
—  заливка центробежным способом. 

В случае принятия решения о необходимости перезаливки подшипников, перед удалением из вкладыша старого баббита 
необходимо проверить наличие на чертеже указаний о размерах и конструкции расточки баббитовой заливки и организации 
масляных карманов на разъеме вкладыша. При отсутствии чертежа вкладыша необходимо снять точный эскиз баббитовой 
расточки с указанием размеров и расположения масляных канавок, карманов, скосов, закруглений и других элементов рас-
точки. 
Удаление старого баббита производится путем нагрева вкладыша в печи, горне или газовой горелкой с обратной сто-
роны вкладыша до температуры, соответствующей началу размягчения баббита (240...260 °С); после этого вкладыш встря-
хивается и баббит должен отстать от тела вкладыша. Не рекомендуется производить нагрев и выплавление баббита, направ-
ляя пламя горелки непосредственно на баббит, так как он при этом интенсивно окисляется. Нагревать вкладыш до полного 
расплавления баббита также не рекомендуется, так как при этом происходит выгорание сурьмы. Старый баббит должен быть 
удален полностью, без остатка в канавках и углублениях. 
После выплавления баббита внутренняя поверхность вкладыша тщательно очищается шабером, стальной щет-
кой и наждачной шкуркой. 
Подготовка вкладыша к перезаливке определяет качество заливки вкладыша и обеспечивает необходимую адгезию 
баббита с телом вкладыша. Подготовка к перезаливке включает в себя обезжиривание заливаемой поверхности, ее протрав-
ливание и покрытие оловом (полуду). 
Обезжиривание производится погружением вкладыша в горячий 10 %-ный раствор каустической соды или едкого натра 
(1 кг каустической соды на 10 л воды) на 10...15 мин. После этого вкладыш промывается горячей проточной водой для уда-
ления грязи и щелочи. 
Первоначальное протравливание вкладыша производится погружением на 10... 15 мин в 10 %-ный раствор соляной 
или серной кислоты (1 л концентрированной кислоты на 10 л воды). При приготовлении раствора кислоты необходимо со-
блюдать правила техники безопасности, добавляя концентрированную кислоту в воду и ни в коем случае не наоборот. 

После протравливания вкладыш промывается горячей проточной водой и высушивается. 
Вторичное протравливание и лужение вкладыша производятся следующими способами: 
1.  Лужение погружением. 
2.  Лужение паяльником или обмазкой. 
1.  При лужении погружением, перед вторичным протравливанием, производится окраска поверхностей, не подлежащих 
лужению, меловой краской, препятствующей приставанию полуды. 
Вторичное протравливание заливаемой поверхности вкладыша производится насыщенным раствором хлористого цинка 
("травленой"  кислотой).  Способ  ее  приготовления  следующий:  в  четырех  весовых  частях  концентрированной  соляной  ки-
слоты растворяется одна весовая часть цинка. Процесс растворения должен продолжаться до тех пор, пока не прекратится 
выделение пузырьков водорода, а на дне сосуда останется некоторое избыточное количество нерастворенного цинка. Про-
травливание производится путем нанесения раствора с помощью волосяной кисти или пакли. В случае, если обезжиривание 
произведено некачественно, протрава не ложится ровным слоем на поверхность, а сбегает с поверхности. В этом случае опе-
рацию обезжиривания необходимо повторить. 
По окончании протравливания нагретый до температуры 220...230 °С вкладыш медленно (во избежание выплескивания) 
погружается в расплав чистого олова (возможно применение для полуды смеси 50 % олова и 50 % свинца; баббита Б-83) на 
5...7 мин. Температура полуды должна быть 300...320 °С. Полуда должна покрыть поверхность вкладыша сплошным ровным 
тонким слоем и иметь тускло серебристый цвет, за исключением поверхностей, покрытых меловой краской. 
Если на облуженной поверхности вкладыша остались черновины, окисленности, места с отставанием полуды, их необ-
ходимо протравить и залудить. 
Этот способ нанесения полуды целесообразно применять в местах централизованной перезаливки вкладышей. 
2.  При лужении паяльником или обмазкой на облуживемую поверхность вкладыша производится  нанесение насыщен-
ного раствора хлористого цинка. Поверхность покрывается порошком сухого нашатыря, вкладыш нагревается до температу-
ры 220...230°С, и с помощью паяльника наносится олово на облуживаемую поверхность. 
Заливка  вкладыша  баббитом  требует  тщательного  выполнения  всех  правил  заливки,  так  как  от  ее  качества  зависит 
нормальная работа подшипника. 
Перед производством заливки вкладыша баббитом все имеющиеся во вкладыше отверстия и масляные каналы 
уплотняются асбестом. Вкладыш (его верхняя или нижняя половины) устанавливается на приспособление для перезаливки; 
места сопряжения вкладыша и приспособления уплотняются шнуровым асбестом. Если для заделки отверстий и масляных 
каналов использовался мокрый асбест, вкладыш вместе с приспособлением предварительно сушится, а затем нагревается в 
печи, горне или газовой горелкой до температуры 250...260 °С. 
Ко  времени  окончания  прогрева  вкладыша,  для  предохранения  и  предотвращения  окисления  луженой  поверхности 
должно быть подготовлено к заливке необходимое количество баббита, которое определяется по формуле 
G = πDxby, 
где G — масса баббита, необходимая для заливки; D — диаметр расточки вкладыша под заливку; х — толщина заливае-
мого слоя баббита; — длина вкладыша, включая припуск на обработку; у — удельный вес баббита (7,2 г/см3). 
Баббит расплавляется в специальном тигле и нагревается до температуры 400...410 °С; при этом следует учитывать, что 
значительный перегрев баббита приводит к интенсивному его окислению и выгоранию сурьмы (баббит следует перегревать 
не более чем на 50...60 °С выше температуры плавления). Для снижения окислообразования, на поверхность расплавляемого 
баббита насыпается слой мелкого древесного угля. 
Перед  заливкой  расплавленный  баббит  подвергают  операции  рафинирования  путем  добавления  в  расплав  хлористого 
аммония (для этого 15...20 г сухого нашатыря погружают в тигель с расплавленным баббитом). Процесс рафинирования счи-
тается оконченным, тогда когда при тщательном перемешивании расплава прекращается его кипение и выделение из него 
газов (процесс происходит в течение 10...15 мин). В процессе рафинирования хлористый аммоний ошлаковывает окислы, и 
шлак всплывает на поверхность расплава. 

Непосредственно перед производством заливки вкладыша с поверхности расплавленного баббита необходимо тщатель-
но удалить древесный уголь и образовавшиеся шлаки. 
Заливку вкладыша желательно производить в один прием непрерывной струей баббита. После заполнения формы бабби-
том для удаления остатков воздуха в "ласточкиных" хвостах и других выборках в теле вкладыша залитый баббит необходи-
мо "прошуровать" с помощью стального стержня достаточной длины или другого приспособления. 
Для получения плотной качественной заливки баббита процесс остывания вкладыша необходимо регулировать. Остыва-
ние должно происходить снизу вверх в вертикальном направлении и от тела вкладыша в сторону приспособления в попереч-
ной плоскости, так как в процессе остывания происходит усадка баббита и возможны возникновения полостей и пор в про-
цессе  кристаллизации  в  зонах,  где  скорость  остывания  ниже.  Для  организации  этого  процесса  производится  охлаждение 
нижней части тела вкладыша сжатым воздухом и подогрев верхней части оснастки газовой горелкой. 
По мере усадки баббита в процессе остывания производится его доливка до заполнения формы. Доливка должна произ-
водиться до начала кристаллизации баббита. 
Организация перезаливки вкладышей подшипников по описанной технологии может быть осуществлена в условиях спе-
циализированных подразделений энергоремонтных предприятий или на заводе. В условиях станции выполнить все требова-
ния приведенной технологии не представляется возможным. 
В случае, если презаливка вкладыша производится в результате его частичного подплавления, выработки или при других 
дефектах, не связанных с отслоением баббита от тела вкладыша, возможно применение упрощенного варианта перезаливки. 
Вкладыш очищается от грязи и масла, нагревается в печи, горне или газовой горелкой (с обратной стороны) до темпера-
туры 240...260 °С и аккуратно устанавливается на верстак в специально приготовленный поддон. Газовой горелкой произво-
дится оплавление баббита до появления "ласточкиных хвостов". На поверхности вкладыша оставляется слой баббита толщи-
ной 1...2 мм, который будет являться полудой для будущей заливки вкладыша. Для удаления окислов полуды в процессе оп-
лавления поверхность протирается паклей или брезентовой варежкой. 
На участках, где было отставание баббита от тела вкладыша, появится необлуженный метал вкладыша, так как скорость 
прогрева баббита в этих местах при оплавлении будет выше. Эти места отставания полуды необходимо разделать шабером, 
обезжирить, протравить и облудить паяльником. 
Этот способ перезаливки вкладышей является менее трудоемким, так как не требует сложных подготовительных работ, 
связанных с использованием кислоты и щелочи, и в то же время отвечает всем требованиям к перезаливке вкладыша. 
Расточка перезалитых подшипников. После перезаливки вкладыша его вынимают из формы, удаляют все установлен-
ные пробки, асбест, заполнявший масляные карманы, фрезеруют технологический припуск баббита в горизонтальном разъе-
ме и шабрят горизонтальный разъем в соответствии с требованиями, предъявляемыми к разъему вкладыша. 
Вкладыш собирается по горизонтальному разъему под расточку (в зависимости от типа расточки и требований чертежа в 
разъем, если это необходимо, устанавливается прокладка — см. расточки опорного подшипника). Расточка баббита произво-
дится на токарном или карусельном станке. 
Вкладыш под расточку выставляется по контрольным пояскам; все обнаруженные бои (в вертикальной и горизонтальной 
плоскости) чаще всего располовиниваются. 
В процессе расточки производится визуальный контроль качества залитого баббита. В случае обнаружения пор или ра-
ковин  принимается  решение  об  исправлении  баббитовой  расточки  наплавкой  или  повторной  перезаливкой  вкладыша.  На-
плавку дефектных мест необходимо производить до окончательной расточки вкладыша. 
Правильность выбора направления механической обработки перезалитых подшипников имеет большое значение. Необ-
ходимо учитывать, что прочность адгезии наплавленного баббита и тела вкладыша не превышает 48 МПа; при неправильной 
механической обработке под действием сил резания можно оторвать наплавленный баббит от тела вкладыша. Для исключе-
ния отрыва баббита от тела вкладыша движение режущей кромки инструмента должно быть направлено от баббита, на тело 
вкладыша. 
После расточки опорной поверхности вкладыш в обязательном порядке проверяется на качество адгезии баббита с телом 
вкладыша. Разъемы и торцевые поверхности вкладыша проверяются визуальным осмотром и цветной дефектоскопией. Баб-
битовая расточка вкладыша проверяется методом ультразвуковой дефектоскопии. 
После контроля качества заливки баббита производится расточка масляных карманов и другие выборки в соответствии с 
чертежом или заранее выполненным эскизом вкладыша. 
Перезаливка сегментов упорного подшипника производится с соблюдением всех условий, указанных для перезаливки 
вкладышей опорных подшипников. Для заливки сегменты укладываются в специальную форму, имеющую высоту, равную 
сумме  толщины  тела  сегмента,  необходимой  толщины  заливки  и  припуска  на  обработку.  После  заливки,  выполняемой  по 
технологии, аналогичной описанной выше для опорных подшипников, производятся обработка сегментов для удаления всех 
посторонних включений в баббит, шабровка для обеспечения равномерного прилегания всех колодок к упорному диску и 
выполняется закругление кромок баббита, обеспечивающее беспрепятственное поступление масла к рабочим поверхностям. 
6.5. НАПЫЛЕНИЕ РАСТОЧЕК ВКЛАДЫШЕЙ 
В настоящее время получили широкое распространение методы плазменного и газопламенного напыления баббита для 
восстановления расточек вкладышей. 
Напыление применяется для восстановления геометрии расточек и в случаях необходимости устранения других механи-
ческих повреждений. 
Перед  напылением  производится  механическая  расточка  поверхности  баббита  на  глубину 1,0... 1,5 мм  для  удаления 
промасленного слоя баббита. На очищенную и обезжиренную поверхность расточки с помощью специальной оснастки на-
пыляется баббитовый порошок. Для повышения антифрикционных свойств поверхности расточки чаще всего производится 
напыление баббита в сочетании с дисульфидом молибдена. 
Аналогичным способом производится восстановление упорных колодок. 


6.6. РЕМОНТ МАСЛЯНЫХ УПЛОТНЕНИЙ 
Конструктивно масляные уплотнения представляют собой жесткие лабиринтовые уплотнения [15], рассматривавшиеся в 
разделе уплотнения (см. § 5.1). 
Для уменьшения протечек масла по валу из корпусов подшипников масляные уплотнения выполняются с промежуточ-
ной камерой (рис. 6.18); в нижней половине из камеры в сторону внутренней полости корпуса подшипника выполнен дре-
наж. Со стороны цилиндра к масляным уплотнениям крепится пароотбойный щиток, предназначенный для снижения темпе-
ратуры масляного уплотнения под воздействием протечек пара из цилиндра и препятствия обводнению масла. 
Замена гребней (усиков) уплотнений описана также в разделе "Уплотнения" (см. § 5.3.5). Необходимо отметить несколь-
ко особенностей их ремонта: 
— масляные  уплотнения — это  тонкостенные  конструкции,  подверженные  значительным  деформациям  во  время    че-
канки усов; 
— в связи с частой заменой усов и необходимостью постоянной пригонки горизонтальных разъемов возникает потреб-
ность время от времени восстанавливать их линейные размеры (в первую очередь это касается уплотнений, устанавливае-
мых в расточку корпуса подшипников). Линейные размеры колец масляных уплотнений восстанавливаются наваркой и по-
следующей обработкой горизонтальных разъемов; 
— в связи с тем, что усики масляных уплотнений имеют жесткую установку, их расточка в размер (это касается уплот-
нений, устанавливаемых в расточку корпуса подшипников) производится эксцентрично относительно наружного диаметра 
расточки под установку в корпус подшипника в соответствии с замеренным положением ротора относительно масляной рас-
точки; 
—  в случае значительного смещения положения оси ротора относительно масляной расточки (более 0,30 мм) установка 
нижней половины масляного уплотнения должна производиться с "оживлением" ротора. 
Зазоры в маслоудерживающих кольцах вкладышей должны быть в пределах: снизу 0,10...0,15 мм, справа и слева 
0,15...0,20 мм, сверху 0,25...0,30 мм. Внутренние кромки колец должны быть заострены, причем сторона кольца, не имеющая 
фаски, должна быть установлена в сторону вкладыша. 


6.7. РЕМОНТ ВАЛОПОВОРОТНОГО УСТРОЙСТВА (ВПУ) 
На рис. 6.19 показана конструкция быстроходного ВПУ турбин ХТЗ, а на рис. 6.20 конструкция ВПУ турбин ЛМЗ и 
ТМЗ [10, 58, 60]. 
Для выполнения ремонта ВПУ необходимо отсоединить маслопроводы, снять кожух, разъединить муфту, снять элек-
тродвигатель и сервомотор ВПУ. Очистить от грязи, промыть и продуть все детали и узлы ВПУ. Горизонтальные разъемы 
крышек очистить от бакелитового лака. После этого проверить: 
—  состояние шариковых подшипников, состояние поверхности зацепления червячной передачи, зубчатых колес, веду-
щей шестерни; 
—  удалить забоины и задиры; 
—  крепление червячного и зубчатого колес, плоскость прилегания торцевых крышек, плотность прилегания разъема ре-
дуктора; 
—  свободу перемещения подвижной шестерни; 
—  по краске контакт на зубьях, а также полное утопание кулаков при повороте их до упоров муфты и прилегание по 
краске упорных поверхностей; 
—  состояние опорных поверхностей кулаков на муфте и соответствующие им поверхности на зубчатом колесе; 
—  состояние посадочных поверхностей опор зубчатого колеса в корпусе подшипников. 



 
 
 
 
 

6.8. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ: 
1. Назовите основные детали опорного подшипника. 
2. Каково назначение и конструкция сегментного опорного подшипника? 
3. Какие материалы применяются для изготовления подшипников? 
4. Назовите марку и состав баббита, применяемого в турбиностроении. 
5. Как подразделяются подшипники по форме расточки? 
6. Назовите характерные повреждения баббитовой расточки, возникающие в процессе эксплуатации. 
7. Каковы основные причины возникновения течи масла по валу? 
8. Какие замеры должны быть выполнены при вскрытии корпуса и разборке подшипника? 
9. На что нужно обратить особое внимание при визуальном осмотре подшипника? 
10.  Как проверяется плотность соединения баббитовой заливки с телом вкладыша? 
И. Как проверяются натяги и зазоры в подшипнике? Основные способы восстановления требуемых натягов и зазоров. 
12. Чем обеспечивается натяг на боковых колодках нижней половины вкладыша? 
13. Как осуществляется вертикальное и горизонтальное перемещение вкладыша в расточке корпуса подшипника? 
14. Какое максимальное количество регулирующих прокладок может быть установлено под одной колодкой? 
15. Перечислите основные операции, которые должны быть выполнены перед закрытием корпусов подшипников. 
16. Сформулируйте назначение упорного подшипника. 
17. Назовите виды сегментных упорных подшипников. Перечислите их конструктивные отличия. 
18. Какие колодки называются рабочими, а какие — установочными? 
19. Какова величина масляного разбега в упорном подшипнике? 
20. Каковы особенности конструкции опорно-упорного подшипника турбин КТЗ? 
21. В чем преимущество упорных подшипников с самоустанавливающимися колодками? 
22. Чем определяется несущая способность упорных подшипников? 
23. Каковы основные причины выработки баббита сегментов упорных подшипников? 
24. Какова допускаемая величина отклонения толщины упорных колодок в одном комплекте? 
25. Назовите последовательность основных операций при сборке упорного подшипника. 
26. Как выполняется проверка осевого разбега роторов? 
27. Назовите основные операции, выполняемые при подготовке подшипника к перезаливке. 
28. До какой температуры нагревают баббит при заливке подшипника? 
29. Как и почему необходимо регулировать процесс остывания вкладыша для получения качественной заливки баббита? 
30. Какие  технологические  приемы  необходимо  применять  при  расточке  вкладыша  для  сохранения  адгезии  между  на-
плавленным баббитом и телом вкладыша? 
31. Каковы величины допустимых зазоров в масляных уплотнениях? 

Глава 7 
7. РЕМОНТ РОТОРОВ 
7.1. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ 
Роторы представляют собой один из самых ответственных узлов паровой турбины. Они несут на себе рабочие лопатки, 
образующие вместе с направляющими лопатками, расположенными в корпусе цилиндра, проточную часть турбины, и пере-
дают на генератор крутящий момент, возникающий от окружного усилия, развиваемого потоком пара на лопатках. 
Ротор турбины включает в себя вал, облопаченные диски, втулки концевых уплотнений, втулки масляных уплотнений 
подшипников и ряд других деталей. На валу выполнены опорные шейки под вкладыши подшипников и посадочные поверх-
ности для насадки дисков, втулок уплотнений, полумуфт и других деталей. 
Конструкции роторов и применяемые при их изготовлении материалы определяются особенностями и условиями их ра-
боты: высокой частотой вращения, значительными усилиями от центробежных сил, длительным воздействием высоких тем-
ператур и быстрым их изменением, коррозионно-эрозионным разрушением металла. 
Роторы турбины бывают дисковой и барабанной конструкции (рис. 7.1). Дисковая конструкция характерна для турбин 
активного типа, а барабанная — для турбин реактивного типа. 
Конструктивно  ротор  может  быть  выполнен  с  насадными  дисками,  цельнокованым,  комбинированным,  свар-
ным [7, 10, 11, 55...61]. 
Роторы  с  насадными  дисками  (сборные  роторы)  могут  работать  только  при  умеренных  температурах  пара,  так  как 
при высоких температурах пара вследствие релаксации напряжений может происходить ослабление посадки диска на вал; 
такие роторы применяются в турбинах низких и средних параметров пара и в части низкого давления мощных турбоагрега-
тов. 
Ротор (рис. 7.1,а) состоит из ступенчатого вала, на который насаживаются диски, уплотнительные втулки, паро- и масло-
защитные кольца, упорные диски, соединительные муфты и другие детали. 
Посадка на вал всех насадных деталей выполняется с натягом, который должен обеспечивать передачу крутящего мо-
мента от диска к валу или от вала к муфте. При расчете натяга необходимо учесть его ослабление в процессе эксплуатации 
под действием центробежных сил и температуры. Посадка дисков на вал осуществляется в нагретом состоянии. Нагрев дис-
ков ведется до температур, обеспечивающих соответствующее увеличение посадочного диаметра и свободную, без закусы-
ваний и перекосов, сборку. 
С целью предотвращения проворачивания дисков на валу при чрезвычайных ситуациях, например при коротком замы-
кании  обмоток  генератора,  между  валом  и  дисками  существует  система  продольных  и  торцевых  шпонок.  Каждый  диск 
обычно устанавливается на одну осевую шпонку. Осевые шпоночные пазы на валу под отдельные диски смещены по окруж-
ности один относительно другого. Для нагруженных дисков, в частности дисков последних ступеней турбины, используют 
торцевые шпонки, устанавливаемые между торцевой поверхностью диска и легкой деталью, насаживаемой на вал. Торцевые 
шпонки между дисками устанавливаются попарно диаметрально противоположно относительно друг друга. 
Основными  недостатками  сборных  роторов  являются  напряженность  дисков  по  посадочной  поверхности,  осо-
бенно при наличии продольного паза, и необходимости разборки при контроле и ремонте. 
Цельнокованые роторы состоят из вала и дисков, выточенных заодно с валом из одной поковки. Цельнокованые рото-
ры значительно компактнее, обладают более высокой жесткостью, чем роторы с насадными дисками и в основном приме-
няются в цилиндрах с высокими параметрами пара. 
Цельнокованый ротор высокого давления (рис. 7.1,6) состоит из передней части вала с концевым уплотнением большой 
длины, массивного диска регулирующей ступени с двумя (или одной) ступенями скорости, дисков постоянной толщины для 
активных ступеней давления и задней части вала с концевым уплотнением. 
Из-за сложности изготовления высококачественных поковок больших размеров диаметры цельнокованых роторов огра-
ничены обычно 1,30 м, длина — 6м. 
Цельнокованые роторы (так же как валы для сборных роторов) почти всегда выполняются с центральным осевым кана-
лом, который предназначен для механического удаления дефектов металла слитка, возникающих в этой зоне (при остывании 
отливки ротора в этой зоне концентрируются вредные примеси и возникают дефекты металла). Центральное отверстие ро-
тора мало влияет на изменение поперечной жесткости, а при механической обработке ротора на заводе является базой для 
его обработки. 
Уплотнительные втулки, паро- и маслозащитные кольца, упорные диски, соединительные муфты и другие детали рото-
ров, работающие в зоне не очень высоких температур, чаще всего изготавливаются заодно с валом, но могут выполняться и 
насадными, в этом случае их посадка на ротор выполняется с натягом. 
Основным  недостатком  цельнокованых  роторов  является  необходимость  замены  или  серьезной  реконструкции 
всего ротора при повреждениях одного из дисков. 
Роторы  комбинированного  типа  представляют  собой  комбинацию  двух  вышеописанных  типов  роторов.  У  роторов 
комбинированного типа диски нескольких первых ступеней выполнены заодно с валом, а диски последующих ступеней на-
саживаются на вал (рис. 7.1,в). Роторы комбинированного типа применяют в турбинах, у которых в одном цилиндре темпе-
ратура пара изменяется в большом интервале, например РСД турбин К-200-130, К-300-240 ЛМЗ, К-300-240 ХТЗ и других, 
где на вход цилиндра поступает пар из промперегрева с температурой 540 °С, а последние ступени этих роторов являются 
частью низкого давления. 
Сварные роторы изготавливают из отдельных дисков и концевых частей, соединяемых кольцевыми сварочными швами 
по специальной технологии. Части ротора представляют собой поковки умеренных размеров, что позволяет получить рав-
номерную структуру металла по объему детали и улучшить тепловую стабильность ротора. Сварные роторы имеют ряд пре-
имуществ  перед  другими  типами  роторов:  меньшую  массу  и,  следовательно,  меньшие  нагрузки  на  опорные  подшипники, 
меньшие осевые размеры при том же количестве ступеней и как следствие большая жесткость роторов. 



 
 
 
 
 
 


Сварные роторы (рис. 7.1,г) применяются в ЦНД современных турбин большой мощности, например, ХТЗ и ЛМЗ при-
меняют  сварную  конструкцию  для  двухпоточных  роторов  низкого  давления.  Сварные  роторы  в  своих  турбинах  в  течение 
нескольких десятков лет успешно применяют и другие фирмы, например ВВС (ABB). 
Представляет  интерес  конструкция  ротора  из  сваренных  между  собой  дисков,  применяемая  ХТЗ  для  роторов  низкого 
давления. Крайние диски этих роторов откованы заодно с концами вала, средние диски представляют собой самостоятель-
ные поковки, сваренные между собой по центрирующим пояскам. 
Определенным недостатком сварного ротора является затрудненный контроль состояния металла в зоне свар-
ных соединений при капитальных ремонтах. 
Роторы барабанного типа применяются главным образом при реактивном облопачивании, где нет необходимости в ус-
тановке диафрагм. Барабанный ротор представляет собой барабан, откованный заодно с валом, в пазы которого посажены 
рабочие  лопатки.  Такие  роторы  для  облегчения  их  изготовления  иногда  делают  составными,  скрепленными  при  помощи 
болтов. При небольших диаметрах барабанов и значительных окружных скоростях барабанные роторы выполняются цель-
ноковаными или сварными; в некоторых других конструкциях барабаны отковываются вместе с одной частью вала, а другая 
часть вала, изготовленная отдельно, закрепляется в барабане горячей посадкой или болтами. На рис. 7.1,д в качестве приме-
ра представлена одна из конструкций барабанного ротора. 
Барабанные роторы применяются в основном на тихоходных паровых турбинах. 
Составные роторы являются одной из разновидностей роторов с насадными дисками. Такие роторы во всех своих тур-
бинах применяет КТЗ. Главными отличительными особенностями составных роторов (рис. 7.2) являются: автофреттирован-
ные (предварительно напряженные) диски без ступиц 2; валы постоянного диаметра (под посадку дисков); крепление дис-
ков на валу в осевом направлении с помощью специальных колец 3; закрепление усиков концевых уплотнений в валу. 
Для роторов и валов турбин используют высокопрочные углеродистые или легированные релаксационно-устойчивые 
жаропрочные стали [7, 14, 15, 55, 61]. Материалом дисков служат как простая углеродистая сталь, так и специальные стали 
(хромоникелевая, хромо-молибденовая и другие). 
Для  цельнокованых  и  комбинированных  роторов  ЦВД  и  ЦСД  наиболее  часто  употребляются  стали  марок  ЭЙ 415 
(20ХЗМВФ), Р2 (25Х1М1Ф), Р2МА (25Х1М1ФА), ЭЙ 572, обладающие высоким сопротивлением ползучести и термической 
усталости. 
Для роторов НД применяются стали марок 34ХНЗМ, 34ХМ, обладающие высокой статической прочностью, вязкостью 
разрушения и высоким сопротивлением коррозионному разрушению. 
Валы роторов с насадными дисками, сами диски и другие насадные детали изготавливаются чаще всего из стали марок 
34ХЗМ, 35Х12Ф, 35ХМЮА; 34ХН1МА; 34ХНЗМА; 35ХНЗМФАР. 
Рабочие лопатки, ленточные и проволочные бандажи изготавливаются из стали марок 20Х12ВНМФ, 15X11МФ, 08X13, 
20X13, 12X13. 
7.2. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЕФЕКТЫ РОТОРОВ И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ 
В процессе ревизии и ремонта роторов обнаруживаются дефекты, требующие устранения. Наиболее часто встречаются 
следующие неисправности [1, 12, 13, 16, 62, 63]. 
•  Механический износ бандажей, гребней концевых и диафрагменных уплотнений в результате радиальных задеваний 
ротора о детали статора. Причинами задеваний, как правило, являются: 
а)  нарушения центровки деталей проточной части и некачественная пригонка зазоров в уплотнениях; 
б)  нарушения режимов эксплуатации при пусках, остановах и наборах нагрузки турбиной; 
в)  нарушения в работе системы тепловых расширений турбины. 
•  Аксиальные задевания ротора о статор, причинами которых могут быть: 
а)  некачественная пригонка осевых зазоров в проточной части турбины или зазоров в уплотнениях; 
б)  нарушения режимов эксплуатации при пусках, остановах и наборах нагрузки турбины; 
в)  изменение положения деталей статора относительно роторов, происходящее в результате нарушений в работе систе-


мы тепловых расширений турбины. 
•  Увеличенный статический прогиб роторов, возникающий в результате: 
а) механических задеваний элементов ротора о детали статора; 
б) нарушения режимов эксплуатации при пусках, остановах и наборах нагрузки; 
в) наличия поперечной трещины. 
•  Повреждение рабочих лопаток в результате попадания постороннего металла в проточную часть турбины; при-
чинами могут быть: 
а) посторонние  предметы,  оставленные  во  время  ремонта  в  цилиндрах,  органах  парораспределения  и  присоединенных 
трубопроводах; 
б) разрушение деталей проточной части во время эксплуатации; 
в) попадание  посторонних  предметов  во  время  эксплуатации  из  трубопроводов  (разрушенных  гильз  термоконтроля, 
впрысков котла и т.д.). 
• Усталостные поломки лопаток, происходящие чаще всего из-за нарушений в режимах эксплуатации. 
• Абразивный износ бандажей, шипов рабочих лопаток, входных и выходных кромок рабочих лопаток первых ступеней 
роторов ВД и СД с промперегревом в результате воздействия мелких частиц окалины, отслоившейся с трубопроводов и по-
верхностей нагрева котла. 
• Эрозионный износ рабочих лопаток, работающих в зоне влажного пара (лопатки ЧНД). 
• Абразивный, эрозионный износ, "коррозионное растрескивание под напряжением" и "коррозионное усталостное рас-
трескивание" в разгрузочных отверстиях роторов. 
• Механический износ, "коррозионное растрескивание под напряжением" и "коррозионное усталостное растрескивание" 
в ступицах дисков. 
• "Коррозионные и коррозионно-усталостные повреждения лопаток, дисков и бандажей", работающих в зоне фазового 
перехода. 
• Коррозионные повреждения роторов, включая все детали (стояночная коррозия), происходящие при длительных про-
стоях оборудования без консервации. 
• Повреждения шеек роторов, происходящие вследствие полного или частичного прекращения подачи масла в подшип-
ники, а также использования грязного или обводненного турбинного масла. 
• Трещины, в осевых каналах роторов высокого и среднего давления, работающих в зоне высоких температур, происхо-
дящие, как правило, из-за термической усталости или дефектов изготовления. 
• Трещины, на фланцах полумуфт и отверстиях под призонные болты в результате воздействия высоких знакоперемен-
ных нагрузок, возникающих из-за некачественной центровки роторов. 
• Термоусталостные повреждения придисковых галтелей роторов. 
7.3. РАЗБОРКА, ПРОВЕРКА БОЕВ И ВЫЕМКА РОТОРОВ 
Разборка муфт роторов производится сразу после вскрытия корпусов подшипников перед вскрытием цилиндров. Перед 
разборкой муфт в обязательном порядке необходимо произвести контрольный замер осевого положения всех роторов 
относительно корпусов подшипников и занести полученные данные в формуляр проточной части турбины.
 
7.3.1. Проверка боев 
Проверка боя роторов производится в соответствии с требованиями формуляра. На рис. 7.3 в качестве примера показан 
формуляр на ротор высокого давления турбины Т-100/120-130. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


Для  проверки  радиальных  боев  ротор  устанавливается  в  собственные  подшипники,  места  предполагаемых  замеров  за-
чищаются от окалины и возможных отложений солей; на горизонтальный разъем цилиндра (обойм уплотнений, диафрагм) 
устанавливается кронштейн с индикатором часового типа. 
Замер боя ротора производится только в вертикальной плоскости, так как баббитовая расточка подшипника имеет боль-
ший диаметр, чем шейка ротора, и в случае замера в любой другой плоскости возможна погрешность измерения из-за гори-
зонтального перемещения ротора в подшипнике. 
Количество точек замеров в каждой плоскости обычно выбирают в соответствии с количеством отверстий в одной из по-
лумуфт ротора. В формуляре указывается максимальная величина боя ротора в этой плоскости и номер отверстия в полу-
муфте, напротив которого он замерен. 
В табл. 7.1 представлен пример записи замеров радиального боя в одной из плоскостей: 
Таблица 7.1 
Пример записи замеров радиального боя 
Точка замера 
3 4 5 6 7 8 1 2 3 
Величина боя (мм 10-2) 

-1 
0,5 






Приведенная величина боя (мм 10-2) 


1,5 






Повторный замер в точке 3 выполняется для контроля правильности замеров; в случае, если контрольный замер не сов-
падает с первоначальным, операцию необходимо повторить. 
Запись, представленная в табл. 7.1, показывает, что максимальный бой ротора в данной плоскости расположен напротив 
отверстия и составляет 0,05 мм, прогиб составляет 0,025 мм. Если этот замер производился на шейке ротора, то он показы-
вает, что эллипс шейки составляет 0,05 мм; в этом случае величину всех остальных замеров радиальных боев необходимо 
корректировать на величину эллипса шейки, а геометрия шейки ротора подлежит исправлению в процессе ремонта. 
В качестве примера замеров торцевых боев рассмотрим замер торцевого боя полумуфты. Для проверки торцевых боев 
ротора на горизонтальный разъем устанавливается два индикатора в диаметрально противоположных точках (рис. 7.4). Два 
индикатора для замера торцевого боя обязательны, так как ротор в осевом направлении надежно зафиксировать не-
возможно, а второй индикатор предназначен для определения осевого смещения ротора во время проведения заме-
ров. Точки замеров, так же как и для замеров радиального боя, выбираются в районе отверстий под призонные болты. 
Величиной боя в данном сечении будет являться значение, равное полуразности показаний индикаторов. В табл. 7.2 по-
казан пример записи замеров торцевых боев. 
Аналогично проверке торцевого боя полумуфт роторов проверяются торцевые бои упорных гребней и дисков роторов. 
Проверка плоскостности поверхности упорного диска производится при помощи поверочной линейки. Для этого ли-
нейку накладывают на поверхность диска, как показано на рис. 7.5, при этом щуп толщиной 0,03 мм не должен перемещать-
ся между поверхностью диска и линейкой. 
В случае обнаружения неплоскостности поверхности диска она должна быть устранена шабровкой с последующей при-
тиркой поверхности диска специальным приспособлением (рис. 7.6); значительные отклонения геометрии устраняются про-
точкой.  Устранение  неплоскостности  поверхности  диска  производится  одновременно  с  исправлением  торцевого  боя  шаб-
ровкой  упорных  поверхностей  по  контрольной  плите  (специальной  шайбе),  после  чего  производится  повторная  проверка 
торцевого боя диска. 
Запись замеров торцевых боев    
 
 
 
 
 
 
Таблица 7.2 
Точки замеров 
Показания индикаторов, 0,01 мм 
Разность показаний 
Торцевой бой поверхности, 0,01 мм 
замеров, 0,01 мм 

II 

II 








+33 
+27 




+106 
+94 
12 



-9 
-27 
18 



+12 
-12 
24 
12 


+9 
-9 
18 



+6 
-6 
12 



+3 
-3 




150 
150 





Проверка геометрии шеек роторов на наличие ко-
нусности  и  эллипсности  производится  в  обязательном 
порядке  с  помощью  замера  микрометрической  скобой 
диаметра  шеек  роторов  не  менее  чем  в  трех  сечениях 
шейки  по  ее  длине  и,  как  минимум,  в  трех  плоскостях 
под углами 120°. Три плоскости замеров в каждом сече-
нии  необходимы  потому,  что  до  производства  замеров 
расположение осей эллипса неизвестно. 
7.3.2. Выемка роторов из цилиндра 
Выемка  роторов  производится  после  выполнения 
комплекса  необходимых  замеров  зазоров  и  положений 
деталей  при  полностью  остывшей  турбине:  осевых  и 
радиальных зазоров в проточной части турбины, проги-
ба  валов,  разбега  в  упорных  подшипниках,  осевого  и 
радиального  биения  рабочих  дисков,  упорного  диска, 
полумуфт и других насаженных на вал деталей, зазоров 
по лабиринтовым уплотнениям, по подшипникам и дру-
гих. 
Выемка роторов из цилиндров и их установка в ци-
линдры паровых турбин производится с помощью подъ-
емных  приспособлений  (траверс),  специально  разрабо-
танных  заводами-изготовителями  паровых  турбин  для 
Рис. 7.6. Приспособление для шлифовки упорного диска: 
каждого  ротора;  траверсы  могут  быть  универсальными 
1 — хомут; 2 — войлок; — планка; — фетр; 5 — плитки; 
(для  всех  роторов  турбины  имеется  одна  перенастраи-
6 — скоба; 7 — ручка; — регулирующие  болты; 9 — упор-
ваемая траверса) и индивидуальными. В зависимости от 
ный диск; 10 — шурупы, крепящие фетр 
конструктивного  исполнения  траверсы  ее  настройка 
выполняется  с  помощью  винтовых  стяжек  (талрепов)  или  специаль-
ными гайками на крюках траверсы. Правильность настройки травер-
сы  определяется  одновременностью  отрыва  шеек  ротора  от  вкла-
дышей.  
На  рис. 7.7 показано  подъемное  приспособление  ЛМЗ,  с  по-
мощью которого путем регулировки подвески можно поднимать раз-
ные роторы. 
Перед  подъемом  ротора  из  цилиндра  необходимо  раздвинуть 
("растолкать")  прилегающие  роторы  до  возникновения  гарантирован-
ного зазора между соединительными полумуфтами. В противном слу-
чае при подъеме ротора возможно затирание его между полумуфтами 
соседних роторов и повреждение торцевых поверхностей полумуфт. 
Строповка ротора производится за специально изготовленные 
элементы конструкции на роторе или полумуфтах. 
Во время подъема ротора необходимо следить за отсутствием за-
деваний бандажами, дисками или лопатками о детали статора, а также 
за  сохранением  зазора  между  соединительными  полумуфтами.  При 
перекосах, заеданиях и задеваниях дальнейший подъем ротора должен 
быть прекращен до выяснения и полного устранения их причин. 
После подъема на высоту, достаточную для отвода в сторону, ро-
тор краном доставляется к месту укладки на заранее подготовленные 
стойки. При опускании ротора на стойки необходимо следить, чтобы 
Рис. 7.7. Строповка ротора турбины: 
кольца лабиринтовых уплотнений не ложились на стойки. 
1 — строп траверсы; — траверса; — коуш; 
 
— якорь; 5 — строп под ротор; — валик; 7 — 
 
крюк 
 
 
7.4. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ РОТОРОВ 
7.4.1. Ревизия 
После выемки роторов производятся следующие типовые операции: 
• визуальный осмотр ротора с целью выявления видимых механических повреждений и определения объема и методов 
ремонта; 
• очистка контрольных поверхностей ротора от продуктов коррозии и отложений (в на стоящее время для очистки ро-
торов от окалины, рабочих лопаток от солевых отложений и подготовки элементов роторов к контролю металла начали 
применяться методы мокрой золоочистки (роторы отмываются под высоким давлением водой с золой) и "пескоструйка" 
роторов  мелкими  фракциями  песка  (размер  зерна 0,16...0,55 мм).  
Эти  методы  очистки  позволяют  значительно  сократить 
трудозатраты  на  очистку  деталей  турбины  и  получить  чистоту  очищенных  поверхностей  не  ниже  RA2,5,  достаточную  для 
проведения всех видов неразрушающего контроля, но требуют специальной оснастки и подготовки рабочего места); 
• механическая очистка от окалины разгрузочных отверстий, придисковых галтелей и ступиц дисков для контроля ме-

талла; 
• очистка от солевых отложений рабочих лопаток; 
• опиловка механических повреждений входных и выходных кромок рабочих лопаток, подготовка поврежденных мест 
для контроля на отсутствие трещин, 
• подготовка входных и выходных кромок рабочих лопаток в зоне фазового перехода для контроля на отсутствие тре-
щин; 
• зачистка шеек роторов от кольцевых рисок, возникших в процессе эксплуатации (операция производится перед окон-
чательной укладкой ротора в турбину); 
• выемка пробок, глушащих осевой канал, подготовка поверхности осевых каналов роторов ВД и СД (турбин с промпе-
регревом) под контроль осевых каналов на отсутствие трещин. 
Осмотр осевых каналов 
Осмотр осевых каналов роторов выполняется во время капитальных ремонтов турбины в процессе ревизии роторов ВД 
и СД (турбин с промперегревом пара) в соответствии с требованиями нормативных документов [78]. 
Для производства контроля осевого канала из ротора необходимо вынуть пробки, глушащие осевой канал с торцов ро-
тора, зачистить поверхность осевого канала от нагара масла, попавшего в канал, окалины и других отложений до металличе-
ского блеска с чистотой поверхности не ниже 2,5 и произвести проверку канала не менее чем двумя методами неразру-
шающего контроля. 
Пробки, глушащие осевой канал с торцов ротора, устанавливаются в свои посадочные места с натягом и дополнительно 
стопорятся от проворота и выпадания резьбовыми штифтами, резьба которых, в свою очередь, чеканится на торцевой по-
верхности для предотвращения их отворачивания во время работы. В настоящее время заводы-изготовители рекомендуют 
дополнительно уплотнять пробки, устанавливаемые в осевой канал для предотвращения попадания масла и обмена воздуха 
(кислорода) в осевом канале при пусках и остановах турбины, что ограничивает развитие коррозии в осевом канале (собст-
венного, однократного, объема воздуха в осевом канале хватает для образования окисной пленки толщиной менее 0,03 мм). 
Для  предупреждения  образования  окисной  пленки  в  осевом  канале  в  соответствии  с [79] внутренняя  полость  ротора 
должна заполняться инертным газом. 
7.4.2. Контроль металла 
Одной из наиболее трудоемких и ответственных работ в период ремонта являются подготовка и проведение кон-
троля металла роторов. 
Объем контроля металла, его периодичность и возможные методы контроля определены существующими нормативны-
ми документами [64, 65, 80]. Разработаны также методические указания и инструкции по отдельным видам контроля [66...69, 
81...85]. Основной объем контроля металла, выполняемого в период каждого ремонта с выемкой роторов, обычно включает: 
• визуальный осмотр всего ротора; 
• цветную дефектоскопию шеек роторов, полумуфт, галтелей, отверстий под призонные болты; 
• магнитопорошковую  дефектоскопию  (МПД) разгрузочных отверстий,  полотна и  радиусных переходов  дисков  в  каж-
дый капитальный ремонт; 
• МПД щечек дисков в местах установки заклепок ступеней с вильчатой посадкой рабочих лопаток; 
• ультразвуковую дефектоскопию (УЗД) шпоночных пазов дисков в зоне фазового перехода; 
• УЗД входных и выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней РСД и РНД (в соответствии с периодичностью 
контроля, указанной в РД); 
• МПД и УЗК осевых каналов РВД и РСД турбин с промперегревом (после 70 тыс. часов наработки и потом через каж-
дые последующие 50 тыс. часов); 
• другие дополнительные объемы, согласно действующим РД и циркулярам. 
По  результатам  ревизии  и  контроля  металла  роторов  составляется  акт  дефектации  ротора  (акт  дефектации  мо-
жет составляться как отдельно на ротор, так и на весь турбоагрегат в целом), в нем указываются все обнаруженные 
дефекты и принятые решения по методам их устранения.
 
7.4.3. Устранение дефектов 
Повреждения вала в виде царапин, задиров, рисок (особенно опасны глубокие, идущие вдоль шейки), а также коррози-
онные повреждения и шероховатости рабочих поверхностей устраняются проточкой с последующей шлифовкой или только 
шлифовкой в зависимости от величины дефекта и его направления. 
Исправление геометрии шеек роторов в условиях станции 
Овальность (сечение в форме овала), "бочкообразность" (диаметр в двух крайних сечениях шейки больше или меньше 
диаметра среднего сечения) и конусность рабочей поверхности шейки (диаметр с одной стороны по длине шейки больше, а с 
другой меньше) возникают достаточно редко и являются следствием неравномерности износа шейки вала. 
Изменение геометрии шеек роторов определяется путем измерения диаметра вала в трех направлениях под углом в 120° 
не менне чем в трех поперечных сечениях по длине шейки. Величины овальности, "бочкообразности" и конусности не долж-
ны превышать 0,015...0,020 мм. 
В случае обнаружения значительных отклонений в геометрии шеек роторов необходимо производить их ремонт. 
Ремонт шеек может производиться вручную притиркой поверхности шеек по калибру (притиру) или проточкой. В на-
стоящее время шейки роторов по притиру обычно не исправляются. 
Наиболее качественным способом исправления шеек является проточка ротора на токарном станке. Однако, учитывая 
габариты роторов и отсутствие на многих электростанциях специальных станков, до недавнего времени роторы среднего и 
низкого давления турбин приходилось отправлять на завод-изготовитель турбин. Роторы высокого давления по габаритам 
входят на станок ДИП500 с длинной станиной, которые имеются во многих энергосистемах, поэтому РВД обычно протачи-
вают в условиях электростанций. 
Ремонтными и монтажными организациями отработана технология шлифовки шеек роторов на балансировочных стан-


ках или в собственных подшипниках. При обработке в собственных подшипниках вращение роторов производится штатным 
валоповоротом или специально изготовленным приводом. Для обработки шеек роторов на балансировочном станке к нему 
изготавливается  специальный  тихоходный  привод,  который  должен  обеспечивать  плавное  вращение  ротора  со  скоростью 
20...30 об/мин. 
Смазка подшипников при вращении ротора осуществляется смесью цилиндрового и турбинного масел, взятых в равных 
долях. 
Для обработки ротора в собственных подшипниках на разъем турбины устанавливается специальное приспособление с 
суппортом. Суппорт дает возможность перемещать режущий инструмент (шлифовальную приставку) в продольном и попе-
речном направлениях. 
Для шлифовки используются шлифовальные приставки к токарным станкам или  специально сконструированные шли-
фовальные приспособления. 
Шлифовальное приспособление при шлифовке шеек в соб-
ственных  подшипниках  выставляется  на  кронштейне  в  верти-
кальной плоскости или под углом в 45° к горизонту (рис. 7.8). 
Картер  подшипника  тщательно  закрывается,  в  разъем  вклады-
ша  устанавливаются  фетровые  обтюраторы  для  исключения 
попадания  абразивных  материалов  в  расточку  вкладыша.  При 
производстве  проточки  цилиндрических  поверхностей  ро-
торов  следует  помнить,  что  чем  ближе  к  вертикальной 
плоскости  установлен  режущий  инструмент  (шлифоваль-
ный круг), тем меньше величина отклонений формы обра-
батываемой  поверхности  в  результате  горизонтальных  пе-
ремещений ротора в расточках подшипника.
 
Перемещение  суппорта  должно  происходить  параллельно 
оси ротора; для этого перед началом проточки ротора произво-
дится выверка правильности установки суппорта. 
Выверка  правильности  установки  суппорта  производится 
следующим  образом:  на  предварительно  установленный  суп-
порт дополнительно устанавливаются два индикатора часового 
типа — один в вертикальной, а второй в горизонтальной плос-
костях; затем смещением кронштейна приспособления обеспе-
чивается  параллельность  перемещения  суппорта  относительно 
оси ротора. 
Разборка и сборка насадных деталей ротора 
Разборка роторов, частичная или полная, со снятием насад-
Рис. 7.8. Суппорт с шлифовальной головкой: 
ных  деталей  (муфт,  маслоотбойных  колец,  втулок  концевых 
1 — шейка  ротора;  2  —  шлифовальный  круг;  3  — 
уплотнений, дисков и других деталей) может быть вызвана их 
суппорт; — электропривод 
повреждением  (в  результате  задеваний  в  процессе  эксплуата-
ции, трещинообразования в шпоночных пазах и т. д.), необходимостью перелопачивания ступеней, ослаблением натяга по-
садочных мест насадных деталей и другими причинами. 
Все насадные детали устанавливаются на вал с натягом, поэтому для их снятия необходимы специальные приспособле-
ния и предварительный подогрев. 
Каждая насадная деталь надежно стопорится на месте установки (рис. 7.9): 
а)  от проворота — шпонками 3, 7 или цилиндрическими резьбовыми штифтами 11; штифты от проворота чеканятся; 
б)  от смещения в осевом направлении — стопорными кольцами 8,10; 
в)  упорными гайками или резьбовыми штифтами 11. 
В свою очередь, стопорные элементы также закрепляются от смещений: стопорные кольца устанавливаются в расточки 
следующих дисков; шпонки — стопорными винтами 9; головки винтов и резьбовые штифты чеканятся от проворота. 
Перед разборкой насадных деталей все стопорные винты гаек, колец уплотнительных втулок отворачивают или высвер-
ливают. 
Разборка насадных деталей ротора может производиться как в горизонтальном, так и в вертикальном положении ротора. 
Выбор съемных приспособлений зависит от конструкции снимаемой детали и способа разборки ротора. 
Разборка роторов в горизонтальном положении 
На рис. 7.10,а показаны наиболее часто применяемые приспособления для снятия насадных деталей в горизонтальном 
положении.  Усилия  для  снятия  деталей  с  вала  создаются  винтом,  гидравлическим  масляным  домкратом  или  гайками  на 
стяжных шпильках. 
Для снятия дисков роторов могут применяться механические или специальные гидравлические домкраты, которые с од-
ной стороны упираются в снимаемый диск, а с другой стороны в соседний диск (рис. 7.10,6). 
Полумуфты, чаще всего имеющие коническую посадку, снимаются с помощью винтового или гидравлического съемни-
ка. 
Маслоотбойные и пароотбойные кольца снимаются легкими ударами по ним молотком через медные оправки. 
Во  избежание  перекосов  детали  в  процессе  ее  снятия  съемное  приспособление  должно  иметь  не  менее  трех  шпилек; 
стяжные шпильки должны быть натянуты с одинаковым усилием, а ось винта или домкрата при их установке должна совпа-
дать с осью вала. Для того, чтобы избежать смещения съемного приспособления вниз, его опирают на опору — специальный 
брусок, заложенный между стяжной шпилькой и валом, или подвешивают на кране. 
Все детали съемного приспособления должны быть рассчитаны на максимальные усилия, требуемые для снятия детали с 
вала и зависящие в основном от посадочного натяга и габаритов снимаемой детали. 



 


Рис. 7.10. Приспособления для снятия дисков в горизон-
тальном положении: 
а: 1 и 2 — съемные кольца; — фланцы; — стяжные 
шпильки;  5 — отжимной  винт;  б: 1 и  2  —  снимаемые 
диски; — съемный фланец; — стяжные шпильки; 5 
— масляный домкрат 
_________________________________________________________________________________________________________________________ 
Нагрев  насадных  деталей  можно  производить  с  по-
мощью ацетиленовых горелок № 5...7, пропановых или 
керосиновых  огнеметов,  индукторов  промышленной 
частоты. 
При  использовании  открытого  пламени  ацетилено-
вых  горелок,  пропановых  или  керосиновых  огнеметов 
нагрев детали производится от периферии к центру для 
уменьшения возникающих при неравномерном прогреве 
внутренних напряжений в детали и ее коробления. 
Независимо от конструкции съемного приспособле-
ния и способа посадки дисков перед началом нагрева на 
приспособлении создается предварительный натяг. При 
нагреве  дисков  необходимо  избегать  прогрева  вала  ро-
тора,  это  достигается  подачей  охлаждающей  воды  в 
осевой  канал  ротора,  а  в  случае  его  отсутствия — ук-
ладкой  на  открытые  части  вала  влажного  асбестового 
полотна  или  намоткой  шнура  (также  возможна  подача 
охлаждающей воды на уложенный асбест, при этом не-
обходимо  защитить  нагреваемый  диск  от  попадания 
влаги). 
При  снятии  дисков  необходимо  выполнять  ряд 
требований. 
1. Правильный нагрев диска. Нагрев диска произво-
дится интенсивно, но равномерно, при этом вал должен 
оставаться холодным. Нагрев производится с обеих сторон от полотна диска к ступице. Ступицу следует нагревать только 
после того, как полотно прогрето до температуры, необходимой для ослабления посадочного натяга (ориентировочно темпе-
ратура ослабления натяга определяется при средней величине коэффициента температурного расширения металла 1,1 мм/м 
на 100 °С). 
Пример:  допустим  диаметр  посадочного  места 320 мм,  максимальный  натяг  насадной  детали  по  чертежу 0,6 мм, 
температура в машинном зале 20 °С; для снятия детали нам необходимо увеличить диаметр отверстия в снимаемой де-
тали ориентировочно до 0,7 мм и соответственно прогреть деталь до температуры, не менее чем 220 °С.
 
2.   Устранение  возможных  перекосов  диска  при  его  движении  по  посадочной  поверхности  вала.  Для  этого  усилия  от 
съемного приспособления должны быть равномерными со всех сторон. В ходе движения диска по всей посадочной поверх-
ности вала полезно всегда постукивать по диску свинцовыми кувалдами, удары следует наносить против направления дви-
жения. 
3.  Если вал нагрелся, а диск не стронулся с места или, тронувшись, остановился по какой-либо причине (заедание, пере-
кос и т. д.), то необходимо остановить работы по снятию насадной детали, дать ротору полностью остыть, а затем, увеличив 
интенсивность  нагрева (например,  увеличить  количество  горелок),  повторить  операцию. Применение  больших  усилий  для 
снятия дисков не рекомендуется, так как приведет к повреждению посадочной поверхности вала и диска. 
4.  В ходе нагрева и остывания насадных деталей следует избегать резкого и особенно одностороннего нагрева или ох-
лаждения. 
Разборка роторов в вертикальном положении 
В настоящее время все большее распространение получает вертикальный способ разборки и сборки роторов. При этом 
способе наиболее сложной операцией является кантовка ротора в вертикальное положение, все остальные операции, в том 
числе снятие и посадка дисков, выполняются значительно легче, чем разборка в горизонтальной плоскости, и, кроме того, 
посадка насадных деталей выполняется со значительно меньшими перекосами. 
Перед  кантовкой  ротора  с  него  снимаются  легкие  насадные  детали:  муфты,  масляные  уплотнения,  упорные  диски  и 
втулки концевых уплотнений; только затем производится кантовка ротора. 
Кантовка ротора в вертикальное положение и обратно в настоящее время выполняется с помощью специально разрабо-
танных приспособлений (рис. 7.11), состоящих из стоек и хомутов, а скантованный ротор устанавливается полумуфтой на 
специальную раму. 
Кантовка  ротора  в  вертикальное  положение  является  весьма  ответственной  операцией,  должна  быть  в  каждом  случае 
предварительно продумана до мельчайших подробностей и выполнена под наблюдением руководителя ремонта. 
Разборка ротора в вертикальном положении. Прежде чем приступить к нагреву и съему деталей с вала, вокруг ротора 
устанавливают леса. Нагрев насадных деталей производится аналогично нагреву в горизонтальном положении ротора. Сня-
тие насадных деталей производится с помощью мостового крана и съемных приспособлений (рис. 7.12). 
Восстановление посадочного натяга дисков. Выбор способа ремонта для обеспечения необходимого посадочного натяга 
диска зависит от величины ослабления его посадки, от состояния посадочных поверхностей диска и вала, а также от конст-
рукции диска. 



 
Величина натяга насадных деталей на валу определяется заводом-
изготовителем турбин по напряжениям в ступице диска, освобождающему 
числу оборотов и рабочим условиям (температурам, динамическим усилиям и 
т. д.). 
Величина натяга насадных деталей на валу определяется как разница ме-
жду фактической величиной диаметра посадочной расточки насадной детали 
и величиной диаметра посадочного места вала: 
N = D − D  
Д
В
где N — величина  фактического  натяга; DД —  диаметр  посадочной  рас-
точки насадной детали; DB — величина диаметра посадочного места вала. 
Причинами ослабления посадки дисков, как правило, являются: 
- высокие напряжения, заложенные при расчете натяга; 
- применение материалов, не соответствующих условиям эксплуатации; 
- работа турбины при температурах, выше расчетных; 
-  ползучесть  материала  и  релаксация  напряжений  в  посадочных  местах 
дисков, работающих в зонах высоких температур; 
- разгон турбины выше разрешенной частоты вращения. 
Для  восстановления  натяга  чаще  всего  применяется  способ  посадки  на-
садных деталей на фольгу (рис. 7.13); при этом использование фольги толщи-
ной более 0,5 мм затруднительно и не рекомендуется, так как установка фоль-
ги толщиной 0,5 мм соответствует величине ослабления натяга 1,0 мм. 
При ослаблении посадки детали на посадочных поверхностях образуются 
выбоины, овальность и конусность, поэтому перед посадкой насадной детали 
на вал необходимо восстановить посадочные поверхности. 
Фольга должна быть калиброванной; ее толщину необходимо тщательно 
измерить микрометром в нескольких точках. Для лучшего прилегания фольги 
к  валу  ее  желательно  предварительно  завальцевать  в  цилиндрическую  по-
верхность диаметром немного меньшим, чем диаметр посадочного сечения. 
Крепление фольги на валу чаще всего производится с помощью продоль-
ной шпонки. Для этого шпонка вынимается, в ней делаются 2...3 пропила ши-
риной 10... 15 мм по толщине фольги. Фольга тщательно вымеряется по поса-
дочной  поверхности  (ширине  и  длине)  и  вырезается;  в  местах  пропилов  на 
шпонке  выполняются  специальные  язычки,  которые  будут  обжимать  фольгу 
по валу. 
___________________________________________________________________ 
Рис. 7.12. Разборка ротора в вертикальном положении: 
1 – приспособление для подъема дисков; 2 – рама для кантовки и установки 
ротора 


Рис. 7.13. Установка фольги на вал для восстановления посадочного 
натяга по насадной детали: 1– продольная шпонка; 2 – фольга; – вал 
_______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
Поверхности вала и фольга натираются чешуйчатым графитом; фольга уста-
навливается на посадочное место вала и загибается в шпоночный паз. Для более 
плотного  прилегания  фольга  прогревается  паром  или  отдаленным пламенем  ав-
тогенной горелки; затем шпонка забивается на место, при этом фольга натягива-
ется и закрепляется на валу. 
В настоящее время чаще всего в случае ослабления натяга производится за-
мена дисков. 
Сборка  роторов.  Насадку  рабочих  дисков  и  других  деталей  на  вал  можно 
производить как в горизонтальном, так и в вертикальном положениях вала. 
При любом способе сборки ротора должны быть обеспечены следующие ос-
новные условия: 
а)  свободная  (без  принуждений)  посадка  нагретой  детали  на  свою  посадоч-
ную расточку вала; 
б) плотное прилегание насаживаемой детали к упору, определяющему ее ак-
сиальное положение на валу до полного остывания; 
в) наличие  тепловых  зазоров  между  насаживаемыми  деталями,  обеспечи-
вающих тепловые расширения при работе турбины; 
г)  отсутствие  деформации  и  перекосов  насаженных  деталей  после  их  осты-
вания. 
Насадка деталей на вал при его горизонтальном положении в условиях элек-
тростанции  производится  без  какого-либо  нажимного  приспособления,  поэтому 
деталь  при  посадке  нередко  перекашивается  и  смещается:  при  этом  образуется 
недопустимый зазор между насаженными деталями. 
При  вертикальном  методе  сборки  ротора,  детали  опускаются  краном  и  "са-
дятся" на свое место под действием собственного веса; при этом возможность смещения или перекоса детали значительно 
уменьшается. 
Независимо от способа посадки насадных деталей ротора в процессе пусковых операций после разгона турбины для на-
стройки бойков автомата безопасности, вибросостояние роторов, прошедших разборку и последующую сборку, как правило, 
изменяется,  поэтому  окончательную  балансировку  валопровода  турбины  необходимо  производить  после  испытания  и  на-
стройки бойков безопасности. 
Правка валов 
Искривление валов при эксплуатации турбин может происходить по следующим причинам: 
• Неравномерное охлаждение неподвижного ротора после останова турбины. В этом случае нижняя часть ротора охлаж-
дается быстрее, чем часть, находящаяся в верхней половине цилиндра. Из-за этой неравномерности волокна нижней части 
ротора сокращаются сильнее, чем волокна верхней части, вследствие чего ротор выгибается вверх (при максимальной раз-
нице температур верха и низа искривление ротора достигает максимальной величины). После естественного (равномерного) 
остывания цилиндров турбины ротор выпрямляется. 
• Захолаживание поверхности ротора при забросе воды в проточную часть турбины из патрубков отборов пара. 
• Неравномерный  прогрев  ротора  при  прогреве  турбины  (характерен  для  турбин,  не  оборудованных  валоповоротным 
устройством). В этом случае верхняя часть ротора прогревается быстрее, чем часть, находящаяся в нижней половине цилин-
дра. Ротор также может искривиться из-за попадания в турбину холодного воздуха через концевые уплотнения при включе-
нии эжекторов без подачи пара на уплотнения. 
• Наличие поперечной трещины в теле ротора. 
• Задевание усов лабиринтовых уплотнений за ротор, вызывающее в свою очередь местный нагрев ротора и его искрив-
ление. Причинами задеваний могут быть: 
а)  неравномерный прогрев фланцев цилиндров при пуске турбины из холодного состояния; 
б)  стесненные тепловые расширения цилиндров; 
в)  дефекты пригонки зазоров в лабиринтовых уплотнениях (большая разница зазоров в вертикальной и горизонтальной 
плоскостях, пригонка зазоров без учета статического прогиба ротора, отсутствие или неправильная пригонка аксиальных 
зазоров в уплотнениях. 
В результате задевания усов лабиринтовых уплотнений о ротор происходит местный разогрев и появляется прогиб рото-
ра (в случае "жестких" задеваний за уплотнения возможен значительный местный разогрев, возникновение в этой зоне пла-
стических  деформаций  металла  и  как  следствие  остаточный  прогиб  ротора).  Роторы  с  насадными  деталями  в  значительно 
меньшей степени подвержены остаточным прогибам в результате задеваний, так как местный нагрев на них чаще всего про-
исходит по насадным деталям. 
•  Неправильная сборка насадных деталей ротора. В случае посадки насадных деталей ротора без тепловых зазоров в 
процессе пусковых операций может возникать искривление ротора. Искривление ротора происходит из-за более быстрого, 
по сравнению с валом прогрева насадных деталей. Такое искривление ротора является временным и обычно исчезает с про-
гревом вала, но в процессе пуска при его появлении возможно задевание за усы лабиринтовых уплотнений и как следствие 
возможно дальнейшее искривление ротора. 
В случаях, когда величина остаточного прогиба ротора превышает 0,15 мм, его дальнейшая эксплуатация без уст-
ранения прогиба не допускается. 
Правка  валов  турбин  может  производиться  различными  способами:  местным  нагревом  (термическая),  чеканкой 
(механическая),  нагревом  с  нагружением  (термомеханическая),  методом  релаксации  напряжений,  переточкой  поверхности 


ротора с предварительным отжигом. Выбор того или иного метода правки зависит от величины прогиба, диаметра, длины 
вала, конструкции ротора, материала вала и степени его повреждения при задеваниях. 
Термический метод обычно применяется при малых прогибах и отсутствии повреждений поверхности вала от задеваний. 
Термомеханический метод (с применением местного или общего отжига до и после правки) применяется при прогибах с на-
личием закаленного участка вала от задевания. Релаксационный метод (с кольцевым нагревом) пригоден для любого случая 
искривления вала, но ввиду того, что он требует специальной оснастки, применяется обычно только при больших прогибах, 
а также прогибах, сопровождающихся значительными повреждениями поверхности вала от задевания. 
Процесс правки термическим и термомеханическим методами основан на том, что в материале некоторой части поверх-
ности вала искусственно создаются напряжения, превосходящие предел текучести материала, вызывающие после охлажде-
ния вала его прогиб в нужную сторону. 
Метод  термической  правки  заключается  в быстром  местном  нагреве выпуклого  участка вала,  при  котором  нагретый 
слой металла вала получил бы напряжения выше предела текучести. Такой нагрев приводит к появлению на небольшом уча-
стке напряжения сжатия в наружных волокнах материала, превосходящего предел текучести, что, в свою очередь, после ос-
тывания ведет к их укорочению на выпуклой стороне вала и, следовательно, к выправке вала. Таким образом, при термиче-
ской правке вала используются те же силы, вызывающие напряжения выше предела текучести, которые вызвали прогиб вала 
при местных задеваниях. Величина усилий, необходимых для выправления вала, регулируется площадью нагреваемой по-
верхности и толщиной нагреваемого слоя металла вала. 
Для  предотвращения  нагрева  других  элементов  ротора  они  изолируются  асбестом.  Оставляется  оголенным  только  тот 
участок вала, на котором будет производиться нагрев. 
Необходимо иметь в виду, что некоторые остаточные напряжения, если они полностью не сняты по окончании правки и 
проводимой после нее термообработки отжигом, могут привести впоследствии к частичному восстановлению прогиба. 
Механическая правка валов производится в холодном состоянии чеканкой в местах наибольшего прогиба. При правке 
этим  методом  необходимо  проводить  предварительный  отжиг  вала  для  уменьшения  внутренних  напряжений,  вызвавших 
прогиб. 
Сущность механической правки вала заключается в том, чтобы чеканкой растянуть волокна вала, сжатые за пределы те-
кучести. 
Термомеханический  метод  отличается  от  термического  тем,  что  до  начала  нагрева  участка  вала,  установленного  вы-
пуклой стороной вверх, в нем заранее создаются напряжения с помощью механического нажима (хомутом). Нажимное уст-
ройство устанавливается вблизи от места нагрева (прогиба); перед началом нагрева устройством прогибают вал в противо-
положную от первоначального прогиба сторону. Контроль величины деформации вала при изгибе его нажимным устройст-
вом выполняют при помощи индикаторов. 
При нагреве вал стремится выгнуться вверх; встречая дополнительное сопротивление, материал в месте нагрева перехо-
дит предел текучести раньше, чем при чисто термической правке. 
Метод  релаксации  напряжений  заключается  в  том, что вал  на  участке  его максимального  искривления  подвергается 
нагреву по всей окружности и на глубину всего сечения до температуры 600...650 °С. Нагрев производится при вращении 
вала на малых оборотах; после выдержки при указанной температуре в течение нескольких часов, вал устанавливается про-
гибом вверх и сразу же на нагретый участок вала с помощью специального приспособления (рис. 7.14) производится нажим 
в  сторону,  противоположную  прогибу.  Нажим  производится  для  создания  небольшого  напряжения  в  материале  нагретого 
вала (упругая деформация). Время, в течение которого нагретый вал выдерживается в напряженном состоянии, должно быть 
достаточным,  чтобы  под  действием  нагрузки  и  высокой  температуры  необходимая  часть  упругой  деформации  перешла  в 
пластическую. 
Основным достоинством метода правки, основанного на явлении релаксации напряжений, является выпрямление вала с 
обеспечением стабильности формы при дальнейшей эксплуатации; при этом в процессе правки, проводимой при напряжени-
ях, значительно ниже предела текучести, не возникает опасных внутренних напряжений. 
Переточка  поверхности  ротора  при  ремонте  роторов  в  заводских  условиях.  Для  исправления  боя  роторов  наиболее 
часто применяется способ переточки поверхности ротора. Перед переточкой ротора производится низкотемпературный от-
жиг при = 600...620 °С. После термообработки ротор выставляется на токарном станке, его радиальные бои "располовини-
ваются", и производится переточка всех радиальных поверхностей. Правка роторов таким способом в связи с изменением 
радильных размеров приводит к необходимости установки в турбину новых специальных комплектов концевых и диафраг-

менных уплотнений и перезаливке подшипников. 
После исправления прогиба любым из перечисленных способов необходимо провести обязательную динамическую 
балансировку роторов на станке. 
7.5. УКЛАДКА РОТОРОВ В ЦИЛИНДР 
Перед установкой ротора в цилиндр правильность его строповки проверяется и регулируется по уровню. Перед укладкой 
ротора  нижняя  половина  цилиндра  в  обязательном  порядке  осматривается  на  отсутствие  посторонних  предметов,  а  при 
окончательной  установке  ротора — сдается  на  чистоту  представителю  эксплуатации  и  оформляется  специальным  актом. 
Баббитовая расточка вкладышей тщательно очищается. 
Перед подвеской ротора к крану следует убедиться в том, что осевая установка соседних роторов правильна и укладка 
ротора  будет  произведена  без  помех  со  стороны  соединительных  полумуфт.  Когда  расстояние  между  шейками  ротора  и 
вкладышами подшипников во время укладки составляет 250...300 мм, шейки ротора обливаются чистым турбинным маслом 
(укладка ротора на "сухие" шейки не допускается). 
После укладки ротора его необходимо провернуть, чтобы убедиться в правильности его укладки и отсутствии за-
деваний, а для исключения повреждения шеек и попадания грязи необходимо сразу же после укладки ротора устано-
вить на свое место верхние половины подшипников или заменяющие их специальные кожухи.
 
7.6. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ 
1. Назовите типовые конструкции роторов турбин. 
2. Каковы основные достоинства и недостатки каждого из типов конструкции роторов. 
3. Назовите основные причины возможных аксиальных и радиальных задеваний ротора о статор. 
4. В какой плоскости производится замер радиального боя ротора и почему? 
5. Чем определяется количество точек замера радиального боя и почему? 
6. Как производится замер радиального (торцевого) боя ротора? Сколько индикаторов применяется при замере радиаль-
ного (торцевого) боя? 
7. Как организуется проверка геометрии шеек роторов? 
8. Назовите основные типовые операции, выполняемые при ревизии ротора. 
9. Что такое "траверса", как проверить правильность ее настройки? 
10. Какие методы используются для контроля металла роторов? 
11. Какими методами может быть исправлена геометрия шеек роторов? 
12. Как крепятся и стопорятся насадные детали роторов? 
13. Какие приспособления используются для снятия насадных деталей роторов? 
14. Назовите основные требования, которые необходимо соблюдать при снятии насадных деталей роторов. 
15. Как осуществляется кантовка ротора в вертикальное положение и обратно? 
16. Чем определяется величина натяга насадных деталей на валу? 
17. Назовите основные причины, приводящие к ослаблению посадки насадных деталей роторов. 
18. Какие основные условия должны соблюдаться при сборке роторов? 
19. Назовите основные причины искривления роторов. 
20. При какой величине прогиба ротора допускается его эксплуатация? 
21. Назовите основные методы правки роторов. 

Глава 8 
РЕМОНТ РАБОЧИХ ЛОПАТОК 
8.1. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ РАБОЧИХ ЛОПАТОК 
Рабочие лопатки являются одними из наиболее ответственных и дорогостоящих элементов турбины. Во время работы 
они подвергаются воздействию различных факторов: высоких температур, коррозии, эрозии, а также статических, динамиче-
ских и температурных напряжений. Выбор конструктивной формы, размеров и материала зависит от условий, в которых им 
приходится  работать  и  в  значительной  степени  определяет  надежность  и  экономичность  эксплуатации  турбин [7, 10, 11, 
55...61, 86]. 
Конструктивно рабочую лопатку можно разделить на следующие части: рабочая часть, промтельная часть, хвостовик и 
элементы связей ступени рабочих лопаток. 
Рабочая часть (перо лопатки) по периметру сечения подразделяется на внутренний и наружный профили. Профиль ра-
бочих лопаток может быть постоянным по всей высоте лопаток или переменным по высоте. Кроме этого, в рабочих ступенях 
применяются лопатки с закрученным пером. Постоянный профиль имеют, как правило, короткие лопатки, устанавливаемые 
в ЧВД и на первые ступени ЧСД. 
Хвостовик — часть рабочей лопатки, посредством которой она закрепляется на рабочем колесе и через которую пере-
даются на диск все нагрузки лопатки. По способу установки лопаток на рабочее колесо различают рабочие лопатки с танген-
циальной заводкой лопаток, верховой (радиальной) посадкой и осевой заводкой. Конструкция хвостовика лопатки выбирает-
ся исходя из условий обеспечения необходимой прочности. На рис. 8.1 в качестве примера показаны некоторые типы хво-
стовиков лопаток. 
В ЧВД и ряде ступеней ЧСД, как правило, применяется "Т-образное" хвостовое соединение (рис. 8.1,й, 6, в), которое от-
личается простотой конструкции и наиболее технологично в изготовлении. Особенность сборки ступени с таким хвостовым 
соединением заключается в том, что заводка лопаток в паз производится через два диаметрально расположенных колодца. 
Перед заводкой хвостовики пригоняются друг к другу по краске по прилегающим поверхностям. Для предотвращения изги-
ба щечек диска на лопатках и диске могут быть выполнены заплечики. 
Для турбин ХТЗ характерно использование различных конструкций грибовидных хвостовиков. В зависимости от нагруз-
ки они могут быть одноопорные, двухопорные, трехопор-ные (рис. 8Л,г, д), Наборка лопаток на диск осуществляется анало-
гично "Т-образному" соединению с установкой одной замковой лопатки или замка. 
Тангенциальный натяг по окружности создается за счет установки замковых лопаток с определенной толщиной хвосто-
виков, крепление которых в диске осуществляется одной или двумя заклепками. 
У хвостового соединения с тангенциальной заводкой имеется существенный недостаток — при необходимости замены 
одной лопатки должен быть удален хотя бы один замок и все лопатки от замка до поврежденной лопатки. 
Большей несущей способностью обладают вильчатые хвостовые соединения (рис. 8.1, е, ж) с верховой (радиальной) по-
садкой рабочих лопаток. Прочность такого соединения обеспечивается определенным количеством вилок. Крепление каж-
дой лопатки на диске осуществляется одной или двумя заклепками. Заклепки могут устанавливаться либо по середине каж-
дого хвостовика лопаток, либо в стыке хвостовиков соседних лопаток (рис. 8.2). Перед наборкой на рабочее колесо лопатки 
подгоняются другу к другу по прилегающим плоскостям. 
Радиальное положение рабочих лопаток обеспечивается их плотной посадкой на гребень (гребни) диска (рис. 8.3). Тре-
буемый  натяг  в  окружном  направлении  в  такой  конструкции  достигается  специальными  технологическими  приемами  при 
облопачивании. Для повышения несущей способности вилки могут быть выполнены переменного сечения по высоте. 
Существуют также конструкции вильчатых хвостовиков типа "наездник", в которых вилки закрывают обод диска (рис. 
8.1,е). 
Самой большой несущей способностью обладают елочные хвостовые соединения с торцевой заводкой лопаток в диск. 
Заводка лопаток с елочными хвостовиками в диск производится либо строго аксиально, либо под углом к оси, либо по дуге в 
зависимости от профиля корневого сечения. Прижатие лопатки к диску по контактным площадкам при осевой заводке лопа-
ток происходит под действием центробежных сил. 
Для удобства сборки и установки связей, а также для стопорения лопаток в осевом направлении производится установка 
стопорных пластин или стопорных пластин с клиньями в паз диска под нижний торец хвостовика лопатки. 
В паровых турбинах КТЗ применяются зубчиковые хвостовые соединения, профиль которых аналогичен елочному, но 
заводка лопаток в паз диска осуществляется тангенциально. Принцип сборки и работы колеса с такими лопатками, а следо-
вательно и недостатки такого соединения, такие же, как для других лопаток с торцевой заводкой. 
Промтельная часть — это переходный участок лопатки от хвостовика к рабочей части, который находится за предела-
ми диска, но не является рабочей частью. 
Для снижения вибрационных напряжений, возникающих в процессе эксплуатации, на рабочие лопатки устанавливаются 
связи разных конструкций (рис. 8.4). Установка связей требует внесения на рабочую часть лопатки дополнительных кон-
структивных элементов: 
—  отверстий под проволоку и усиления профиля в виде поясков на наружном профиле в зоне отверстий; 
—  шипов (круглых или профильных) на верхнем торце лопаток под ленточные бандажи; 
—  цельнофрезерованных,  выполненных  заодно  с  лопаткой,  бандажей  в  виде  полок.  Материалы,  применяемые  при 
изготовлении лопаток, выбираются исходя из условий 
эксплуатации  лопатки  и  действующих  на  нее  усилий [7,15, 55, 61]. Основными  материалами,  традиционно  используе-
мыми в отечественном турбостроении, являются нержавеющие стали мартенситного класса марок 12X13, 20X13, 15X11МФ. 
В  настоящее  время  эти  стали  получают  методом  шлакового  переплава (12Х13Ш, 20X1ЗШ, 15Х11МФШ),  что  позволило 
улучшить их качество за счет снижения содержания в них неметаллических включений. 
Для лопаточного аппарата регулирующих ступеней ЦВД и первых ступеней, расположенных после промперегрева пара, 
применяют стали марок 20Х12ВНМФШ или 18Х11МНФБШ, как наиболее жаростойкие. 





 
 
 
 
Рис. 8.2. Расположение заклепок в стыках хвосто-
Рис. 8.3. Радиальная посадка рабочей лопат-
виков соседних лопаток с вильчатой посадкой 
 
ки на гребни диска 


Стали марок 12Х13Ш и 20Х13Ш рассчитаны на работу до температуры не выше 400.. .450 °С, поэтому они применяются 
для рабочих лопаток части среднего и низкого давления. 
Для ступеней давления ЧВД используется сталь марки 15X11МФШ. Она же применяется для изготовления лопаток наи-
более нагруженных ступеней ЧНД. Сталь этой марки может работать до температуры 500...550 °С и обладает высокой проч-
ностью и пластичностью, так как может быть термообработана до категории прочности КП70. 
Есть опыт применения стали марки 13Х1Ш2В2МФ-Ш (ЭИ961-Ш) КП-75 в лопатках последней ступени турбин К-300-
240, К-500-240, К-800-240 производства ЛМЗ, однако известны случаи повреждений этих лопаток [87]. 
8.2. ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ РАБОЧИХ ЛОПАТОК И ПРИЧИНЫ ИХ ПОЯВЛЕНИЯ 
В процессе ревизии и ремонта турбин обнаруживаются дефекты рабочих лопаток, требующие устранения. Наиболее час-
то встречаются следующие неисправности [1, 12, 13, 15, 62, 63, 76, 88, 89]: 
• Механические повреждения 
Наиболее  распространенными  и  практически  не  зависящими  от  места  расположения  ступени  в  турбине  являются  слу-
чайные механические повреждения. Эти повреждения могут быть вызваны инородными предметами, случайно попавшими в 
проточную часть после ремонта, и частями разрушившихся при эксплуатации деталей, расположенных перед данной ступе-
нью.  Характер  механических  повреждений  проявляется  либо  в  виде  забоин,  которые  могут  быть  расположены  на  любом 
участке лопатки, включая кромки, либо в виде деформации всего профиля, кромок или верхнего торца лопатки. Особенно 
опасны острые забоины, расположенные на кромках. В некоторых случаях (при больших размерах забоины и расположении 
ее в месте максимальных напряжений в лопатке) концентрация напряжений может привести в дальнейшем к разрушению. 
•  Усталостные повреждения 
В турбине в процессе эксплуатации из-за наличия неравномерности потока всегда имеются возбуждающие силы, вызы-
вающие колебания рабочих лопаток. При колебаниях в лопатках возникают динамические напряжения, которые способст-
вуют накоплению усталости и при определенных условиях могут привести к усталостному разрушению бандажей, связей, 
самих рабочих лопаток и дисков. 
Уровень динамических напряжений зависит от режима эксплуатации и конструктивных особенностей проточной части. 
Многочисленные экспериментальные исследования турбин разных типов и различных заводов-изготовителей показали, что 
для рабочих лопаток последних ступеней ЧНД основное влияние на величину напряжений оказывает такой эксплуатацион-
ный параметр, как давление в конденсаторе. В околоотборных ступенях турбин дополнительные возбуждающие силы возни-

кают  из-за  значительной  стационарной  неравномерности  потока,  вызванной  наличием  камер  отборов  и  аэродинамическим 
несовершенством их конструкции. Лопатки, расположенные в зоне фазового перехода, получают дополнительное динамиче-
ское воздействие вследствие неравномерного поля давления по окружности, так как конденсация пара происходит не одно-
временно во всем объеме. 
•  Коррозионные повреждения 
Коррозионные повреждения лопаток наблюдаются во всех типах турбин. Это связано с тем, что в паровой среде всегда 
содержатся коррозионно-активные вещества, а от их количества зависит лишь скорость развития повреждений. 
Коррозионные повреждения можно подразделить на несколько видов: 
—  коррозионное растрескивание под напряжением; 
—  коррозионно-усталостное разрушение; 
—  питтинговая и язвенная коррозия. 
Коррозионному растрескиванию под напряжением подвержены в основном рабочие лопатки и диски, расположенные в 
зоне фазового перехода, т.е. там, где в паре начинает образовываться жидкая фаза и происходит ее осаждение на поверхно-
сти в виде пленки. Поскольку момент образования влаги не является постоянно привязанным непосредственно к какой-то 
ступени, а в зависимости от параметров острого пара, поступающего в турбину, смещается вверх или вниз по проточной час-
ти, то в образовавшейся пленке при повышении температуры происходит увеличение концентрации коррозионно-активных 
веществ, которые, скапливаясь в неровностях, всегда имеющихся на поверхностях, под действием статических напряжений 
вызывают растрескивание металла. 
Коррозионно-усталостное разрушение связано с воздействием динамических сил, а коррозионно-активные вещества, по-
пав в появившуюся микротрещину, ускоряют ее развитие, причем процесс этот идет постоянно. При этом рано или поздно 
разрушение детали произойдет обязательно, а время до разрушения зависит от концентрации коррозионо-активных веществ 
и уровня динамических напряжений в детали. 
Коррозионные повреждения в виде питтингов и язв являются концентраторами напряжений и в зависимости от их раз-
мера, количества и места расположения могут привести к разрушению рабочих лопаток и дисков. При значительной потере 
металла вследствие коррозии снижаются прочностные характеристики лопаток и изменяются собственные частоты колеба-
ний. Образование таких повреждений в процессе эксплуатации происходит обычно на ступенях, расположенных в зоне фа-
зового перехода и реже в зоне влажного пара. При длительных простоях турбины питтинги и язвы могут образовываться по 
всей проточной части турбины (стояночная коррозия), а вблизи отборов, дренажей и запорной арматуры — наиболее интен-
сивно. Это является следствием конденсации пара, поступающего на поверхности проточной части неработающей турбины 
через неплотно закрытую или дефектную арматуру дренажей, отборов и т. п. 
• Эрозионные повреждения 
Рабочие лопатки ЧНД (в большей степени последние ступени) подвержены эрозионному износу. Износ входных кромок 
связан  с  наличием  процессной  влаги  и  часто  усугубляется  сниженной  (по  условиям  работы  котла)  температурой  свежего 
пара при сохранении расчетного начального давления. Эрозия выходных кромок связана с подсосом влаги из конденсатора 
или отборов и развивается, как правило, от корня лопатки. Эрозионные повреждения, особенно в виде сквозных промывов, 
служат концентраторами напряжений и могут привести к усталостному разрушению рабочих лопаток. Усталостные испыта-
ния, проведенные на образцах из лопаток 31-й и 40-й ступеней турбины Т-250/300-240 и на натурных лопатках 25-й ступени 
Т-100/120-130, показали, что эрозионный износ может снизить предел усталости лопаток до двух раз в зависимости от сте-
пени износа, по сравнению с новыми лопатками [89]. При значительной потере металла вследствие эрозии снижаются проч-
ностные характеристики, нарушается вибрационная отстройка лопаток и ухудшаются аэродинамические показатели проточ-
ной части. 
Разновидностью эрозии является также повреждение рабочих лопаток твердыми частицами, которые представляют со-
бой  окалину  с  поверхностей  нагрева  котла.  Как  правило,  такой  эрозии  подвержены  первые  ступени  ЧВД  и  ступени  ЧСД, 
расположенные сразу после промперегрева. 
8.3. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ РАБОЧИХ ЛОПАТОК 
8.3.1. Ревизия 
При каждом ремонте со вскрытием цилиндра производятся ревизия и визуальный осмотр рабочих лопаток роторов и со-
ставляется акт дефектации, включающий подробное описание обнаруженных дефектов и техническое решение по объему и 
методам контроля, а также способу устранения обнаруженных дефектов. 
При визуальном осмотре лопаточного аппарата необходимо обратить особое внимание: 
—• на наличие солевых отложений, их величину и плотность; 
—  механические, коррозионные и эрозионные повреждения лопаток, бандажей и связей; 
—  следы радиальных и осевых задеваний; 
—  нарушение швов по бандажам в сварных пакетах; 
—  отставание ленточных бандажей от торцов лопаток; 
—  обрывы и трещины в лопатках, бандажах и связях; 
—  деформацию и изменение положения проволочных связей; 
—  нарушение пайки скрепляющей проволоки; 
—  отсутствие защитных пластин на лопатках ЧНД; 
—  нарушение плотности сборки, выход лопаток из ряда, их разворот, вылезание из посадочного места. 
Ревизия рабочих лопаток включает в себя очистку от обнаруженного солевого заноса и подготовку поверхности лопаток 
к контролю металла. 


8.3.2. Контроль металла 
Контроль металла лопаток производится в соответствии с существующими нормативными документами [64, 80, 83...85, 
90], в которых определены периодичность, зоны и методы контроля. 
Особое внимание необходимо уделять контролю тех ступеней, где ранее наблюдались случаи поломок рабочих лопаток 
или связей, а также тех, на которых имеются следы задеваний ротора о статор или любые другие повреждения. 
Контролю подвергаются наиболее напряженные и опасные места рабочих лопаток: 
—  кромки; 
—  галтели прикорневые и переходные к бандажу или шипу; 
—  отверстия под связи. 
Основными методами контроля являются: 
—  визуальный; 
—  токовихревой; 
—  ультразвуковой; 
—  цветная дефектоскопия; 
—  магнитопорошковая дефектоскопия. 
8.3.3. Ремонт и восстановление 
Лопатки, бандажи и связи, имеющие повреждения, эксплуатация которых признана недопустимой, должны быть замене-
ны или отремонтированы в соответствии с принятым техническим решением [91...92]. 
Наиболее  распространенным  способом  ремонта  является  удаление  металла  из  поврежденной  части  лопатки  механиче-
ским способом. Механическая обработка должна производиться так, чтобы переход к необрабатываемой части профиля или 
кромки  был  плавным.  Отремонтированную  часть  лопатки  необходимо  заполировать  и  обязательно  проконтролировать  на 
отсутствие трещин. 
К особому виду ремонта относится восстановление эрозионно-изношенных лопаток ЧНД с помощью сварочных техно-
логий [92]. Такой  ремонт  может  производиться  только  специализированными  ремонтными  организациями,  прошедшими 
аттестацию в РАО "ЕЭС России" на право проведения этих работ. 
В случае обнаружения значительного износа шипов (рис. 8.5) допускается их восстановление наплавкой в соответствии с 
инструкциями заводов-изготовителей [93]. 
Рабочие лопатки последних ступеней ЧНД являются наиболее нагруженными, а в процессе эксплуатации металл лопаток 
не только подвергается эрозионному износу, но и накапливает усталость в определенных зонах; поэтому подход к ремонту 
этих  лопаток должен  быть комплексным,  обеспечивающим  надежную  их  эксплуатацию  в течение  длительного времени,  и 
учитывать ряд основных положений. 
1. Лопатки принимаются на восстановление комплектно, с указанием порядковых номеров установки на колесе и с со-
проводительной справкой, которая содержит следующие сведения о комплекте за весь период эксплуатации: 
—  количество часов наработки; 
—  основные режимы и параметры эксплуатации; 
—  количество пусков и остановов; 
—  повреждение лопаток и связей; 
—  проводимые контрольные операции; 
—  проводимые ремонтные мероприятия. 
2.  Необходимо организовать входной контроль рабочих лопаток перед восстановлением. Входной контроль начинается 
с дефектации, включающей визуальный осмотр всех лопаток и заполнение формуляра, в котором фиксируется величина эро-
зионного износа и наличие других повреждений по каждой лопатке. 
Проверка на отсутствие трещин по кромкам, по прикорневой галтели и около отверстий под связи осуществляется мето-
дами неразрушающего контроля. 
Наиболее эффективным является токовихревой ме-
тод,  так  как  он  позволяет  производить  контроль  даже 
эродированного металла без предварительной обработ-
ки поверхности. 
3.  Процесс  восстановления  лопаток  должен  со-
держать следующие технологические операции: 
—  удаление изношенных защитных пластин и ос-
татков припоя или сварных швов; 
—  механическую  обработку  входной  кромки  под 
наплавку или вварку вставки; 
—  контроль на отсутствие трещин; 
—  снятие слоя металла с накопленной усталостью 
с выходной кромки на всей длине и с входной кромки 
от корня до места наплавки; 
—  выведение  механических  повреждений,  если 
таковые обнаружены при входном контроле; 
_______________________________________________ 
Рис. 8.5. Абразивный  износ  шипов  и  накладок  цельно 
фрезерованного бандажа первой ступени РСД турбины 
К-500-240-2 ХТЗ 

—  восстановление входной кромки наплавкой или вваркой вставки; 
—  обработку восстановленного места по профильным шаблонам; 
—  контроль места сварки на отсутствие трещин; 
—  приварку новых защитных пластин; 
—  высокотемпературный отпуск для снятия сварочных напряжений и восстановления структуры металла в околошов-
ной зоне с обязательным контролем процесса и замерами твердости всех лопаток до и после термообработки; 
—  полировку всей рабочей поверхности, включая радиусы отверстий под демпферные связи. 
Материалы для вставок и наплавок должны быть выбраны так, чтобы они обеспечивали прочность и эрозионную стой-
кость отремонтированной лопатки не ниже, чем у основного металла лопатки. 
4.  Выходной контроль лопаток должен включать в себя: 
—  визуальный осмотр; 
—  контроль на отсутствие трещин по кромкам, около отверстий под связи, зоны наплавки и сварных швов; 
—  контроль собственных частот колебаний; 
—  контроль аксиальных и тангенциальных навалов. 
8.3.4. Переоблопачивание рабочего колеса 
Переоблопачивание  рабочего  колеса,  т.е.  разлопачивание  и  повторное  облопачивание,  является  ремонтной  операцией, 
более сложной, чем сборка новой ступени, и осуществляется по специальным ремонтным технологиям, разработанным спе-
циализированными организациями. Под переоблопачиванием понимается замена забракованных в процессе дефектации ра-
бочих лопаток, ленточного и проволочного бандажей, замков, заклепок, вставок. 
Облопачивание рабочего колеса является сложным и ответственным процессом, качество которого в значительной сте-
пени определяет надежность ступени в эксплуатации. Все основные требования, необходимые для проведения качественного 
облопачивания ступени, как правило, содержатся в заводской конструкторской документации (сборочный чертеж и чертеж 
хвостового  соединения),  на  основании  которой  разрабатываются  технологии  облопачивания  рабочей  ступени  в  условиях 
ремонта на ТЭС. 
Возможны несколько вариантов ремонта ступени в зависимости от причины, его вызвавшей, имеющихся в наличии зап-
частей и сроков ремонта: 
—  полное переоблопачивание старого колеса новыми лопатками; 
—  частичная замена лопаток на новые или на бывшие в эксплуатации (с другого колеса); 
—  облопачивание нового колеса старыми лопатками; 
—  проведение модернизации лопаток в процессе ремонта. 
Важную роль играет конструкция лопаток и связей, а также фактическое состояние колеса и лопаток, предназначенных 
для повторного облопачивания, а именно: геометрические размеры хвостовика и паза, размеры и координаты отверстий под 
заклепки, а также состояние поверхностей хвостовика и паза. 
В зависимости от вышеперечисленных обстоятельств в ряде случаев возникает необходимость разработки индивидуаль-
ного технического решения по ремонту ступени. 
Независимо  от  вариантов  ремонта  обязательным  является  выполнение  требований  конструкторской  докумен-
тации, а при невозможности — согласование принятого технического решения с заводом-изготовителем. 
Для надежной эксплуатации ступени необходимо при ее облопачивании обратить особое внимание на следующие поло-
жения: 
—  количество лопаток на колесе и направление вращения колеса; 
—  величину зазоров и натягов в хвостовом соединении; 
—  пригонку соседних лопаток по сопрягаемым поверхностям; 
—  наличие тангенциального натяга по окружности колеса; 
—  величину тангенциальных и аксиальных навалов; 
—  размеры горловые; 
—  установку лопаток по результатам развески на моментных весах; 
—  вибрационный  контроль  в  процессе  облопачивания  и  после  окончательной  сборки.  Переоблопачивание  насадных 
дисков большинства роторов возможно произвести без 
разборки ротора; исключение составляют диски при конструкции лопаток с верховой посадкой и с малыми промежутка-
ми межу дисками. 
При переоблопачивании колеса, в отличие от сборки новой ступени, первым этапом является процесс разлопачивания. 
Вариантов разлопачивания также может быть несколько: 
—  частичное или полное; 
—  с сохранением лопаток для повторной установки или без сохранения. 
Часто разлопачивание осложняется из-за коррозии или заноса солями хвостового соединения, а в ряде случаев из-за это-
го становится невозможным сохранить лопатки. В таких случаях некоторые ремонтные организации применяют обкладыва-
ние лопаток в районе крепления в диске на сутки и более ветошью, смоченной керосином так, чтобы обеспечить постоянное 
проникновение керосина в зазоры между лопатками и диском. 
Наиболее простой вариант разлопачивания — это полное разлопачивание без сохранения лопаток. При этом лопатки мо-
гут быть частично срезаны электродуговой сваркой либо на токарном станке, вплоть до частичной вырезки хвостовиков, но 
без повреждений обода и паза в диске. Замена лопаток с любой конструкцией хвостового соединения начинается с удаления 
ленточных бандажей, проволочных связей и демпферных вставок. 
Если при разлопачивании колес с торцевой заводкой лопаток, необходимо заменить отдельные лопатки, удаление лопа-
ток  производится  вручную.  При  этом  следует  прежде  всего  снять  бандажные  сегменты.  После  этого  высверливают  замок 
диска (при сверлении необходимо следить за тем, чтобы сверло не касалось тела диска и соседних лопаток). 


После удаления замка производят разлопачивание; лопатки и промтела передвигают по окружности до отверстия замка и 
там вынимают. При передвижении лопатки или промтела их проталкивают медным ударником (для предотвращения повре-
ждения лопатки), упираясь в наружный профиль, непосредственно над хвостовиком. 
После удаления лопаток независимо от типа хвостового соединения оценивают состояние пазов и производят их очистку 
от ржавчины, накипи и грязи, а также снятие заусениц и сглаживание забоин. 
При смене только отдельных поврежденных лопаток, во избежание нарушения балансировки диска, все остальные ло-
патки следует пронумеровать и затем установить в прежнем порядке. Перед установкой новых лопаток канавку диска следу-
ет тщательно очистить и смазать антифрикционным материалом (например, дисульфидом молибдена). 
При разлопачивании ступени, имеющей лопатки с верховой посадкой, работу по разло-пачиванию начинают с выбива-
ния заклепок, крепящих лопатки на диске. Перед выбиванием заклепок осторожно срубают их расклепанную выступающую 
часть. После того как заклепки удалены, с помощью оправки удаляют с диска лопатки. 
Разлопачивание  ступени  с  елочными  хвостовиками  начинают  с  отгибания  загнутых  концов  стопорных  пластин.  Затем 
выбивают по очереди все лопатки медным ударником, упираясь в хвостовую часть. 
Технологии частичного разлопачивания и полного с сохранением лопаток зависят от конструкции лопаток и связей. Для 
каждого случая имеются определенные технологические приемы и соответствующая оснастка. 
Новые лопатки, полученные с завода, перед установкой должны пройти входной контроль [93]. При входном контроле: 
—  проверяется комплектность и правильность оформления документации; 
—  проверяется наличие клейм на всех лопатках; 
—  выполняется визуальный осмотр 100 % лопаток с целью выявления механических повреждений и нарушения качест-
ва поверхности. 
При осмотре лопаток проверяют: 
• качество обработки лопаток в соответствии с предъявляемыми к ним требованиями в отношении шлифовки и полиров-
ки; 
• отсутствие дефектов материала (забоин, царапин, рисок, трещин); 
• точность размеров, особенно в хвостовой части; 
• наличие галтелей в местах перехода в хвостовой части и у шипа; 
• наличие раззенковки отверстий для бандажной проволоки; 
• соответствие диаметра отверстий в лопатках диаметру бандажной проволоки и одинаковое расположение отверстий во 
всех лопатках; 
• соответствие длины каждой лопатки длине, указанной в чертеже. 
Особое внимание  следует  обратить  на  проверку  размеров  лопаток. Эта  проверка  обязательна  и  производится  с  помо-
щью различных приспособлений. 
Проверяется длина лопаток от опорных поверхностей хвоста до головки лопаток; при наличии разницы в длинах могут 
возникнуть трудности при установке бандажей и их расклепке на шипах. 
Проверяется  толщина,  ширина  и  профиль  хвостовой  части  лопаток  и 
вставок;  проверку  этих  размеров  при  плоском  хвосте  можно  произвести 
угломером  и микрометром  или  по  шаблону.  При  проверке хвостовиков  по 
шаблону (рис. 8.6) отмечают лопатки, отклоняющиеся от среднего шага как 
в большую, так и в меньшую сторону, для чего на шаблоне отмечают рис-
кой положение нижней кромки хвостовика, имеющего расчетный шаг. Ло-
патки, нижняя кромка хвоста которых при наложении шаблона не дойдет до 
риски,  будут  иметь  шаг  больше  расчетного;  лопатки,  хвостовик  которых 
перейдет риску, нанесенную на шаблоне, будут иметь шаг меньше расчет-
ного.  В  зависимости  от  полученных  при  проверке  величин  отклонения  от 
среднего шага и количества лопаток, имеющих отклонения в большую или 
меньшую сторону, можно судить о запасе или нехватке полноты хвостови-
ков. 
Выполняется  проверка  ширины,  высоты,  наличия  галтелей  и  наклона 
шипов на лопатках; они должны быть одинаковыми, так как иначе возник-
нут трудности по надеванию на эти шипы бандажа, имеющего одинаковые размеры отверстий. 
При наличии отступлений в размерах необходимо индивидуально решать вопрос о возможности использования лопаток, 
имеющих отклонения. 
Лопатки одной ступени могут значительно отличаться друг от друга по весу, а также могут отличаться распределением 
массы профиля по длине лопатки (разные массы в отдельных сечениях). Установка таких лопаток на диск может привести к 
значительному статическому небалансу диска. Для предупреждения появления небаланса лопатки распределяются по диску 
с  учетом  их  масс.  Лопатки  длиной  до 250 мм  взвешиваются  на  обыкновенных  весах;  лопатки  большей  длины  подлежат 
взвешиванию на специальных моментных весах (рис. 8.7). Моментные весы позволяют подобрать лопатки с весом, одина-
ково распределенным по длине лопатки. На моментных весах лопатка закрепляется на таком же расстоянии от оси вращения 
коромысла весов, как на диске. Для определения статических моментов лопаток следует выбрать из 10... 15 взвешенных на 
торговых весах лопаток одну средней массы. Установить ее на моментных весах, уравновесить лопатку грузом и винтовым 
балансиром  так,  чтобы  уравновешивающий  балансир  и  стрелка  были  на  нуле.  Эта  лопатка  принимается  за  контрольную, 
маркируется знаком "О", и относительно нее для всех остальных лопаток определяется перевес или недовес. При перевесе 
лопатки  она  маркируется  знаком "+", при  недовесе  знаком "-"; после  знака  указывается  число,  показывающее  количество 
делений, на которое был передвинут уравновешивающий балансир от нулевого деления при взвешивании лопатки. Лопатки 
с равными или близкими моментными весами располагаются на диске диаметрально противоположно и равными количест-
вами, это позволяет избежать значительных  статических небалансов. 


При  облопачивании  необходимо  соблю-
дать следующие основные требования: 
1.  Лопатки  должны  быть  набраны  с 
плотным  прилеганием  хвостовиков  лопаток 
друг  к  другу.  Хвостовики  лопаток  должны 
быть тщательно пригнаны друг к другу опи-
ловкой или шабровкой по краске. 
2.  Лопатки  должны  быть  установлены  с 
натягом в тангенциальном направлении. 
3.  Лопатки  должны  быть  набраны  так, 
чтобы  погрешность  в  их  установке  в  ради-
альном и осевом направлениях от заданного 
направления не превышала величин, указан-
ных в чертеже. 
8.3.5. Установка связей 
С  целью  снижения  динамических  на-
пряжений в рабочих лопатках при установке 
на  диск  лопатки  либо  соединяются  между 
собой в пакеты, либо замыкаются по окруж-
ности связями различных конструкций. Пра-
вильная  установка  связей  в  значительной 
степени определяет вибрационную надежность рабочих лопаток и облопаченного колеса в целом. 
Ниже приведены основные требования, которые необходимо соблюдать при установке бандажей разных конструкций. 
Ленточные бандажи 
1.  Соответствие количества лопаток в пакете и чертеже. 
2.  Соблюдение требуемых зазоров между сегментами бандажей. 
3.  Плотное прилегание сегментов бандажа к торцам лопаток. 
4.  Профильные отверстия под шипы не должны иметь острых углов (концентраторов напряжений). 
5.  На кромках отверстий под шипы должны быть выполнены фаски в соответствии с чертежом для обеспечения плотной 
посадки  бандажа  на  лопатку,  снижения  концентрации  напряжений  на  бандаже  и  устранения  возможности  возникновения 
концентраторов напряжений на формируемой клепкой части шипа. 
6.  Расклепка  шипов  должна  производиться в  строгом  соответствии  с  технологической  инструкцией  во  избежание  рас-
трескивания клепаной части шипа. 
Паяная проволока 
1.  Соответствие количества лопаток в пакете и чертеже. 
2.  Наличие между проволокой и отверстием в лопатках зазоров необходимой величины. 
3.  Качество пайки. 
Целънофрезерованные бандажи 
Соблюдение величин зазоров и натягов по прилегающим поверхностям бандажей соседних лопаток. 
Демпферные связи 
1.  Взаимное расположение стыков сегментов разных рядов проволоки. 
2.  Положение соприкасающихся плоскостей половинок сегментов. 
3.  Длина свисающих концов. 
4.  Угол и длина отгиба свисающих концов. 
5.  Положение и размеры стопорящих бобышек. 
6.  Качество наплавки стопорящих бобышек. 
8.4. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ 
1.  Какие основные воздействия испытывают рабочие лопатки турбины в условиях эксплуатации? 
2.  На какие элементы можно разделить рабочую лопатку? 
3.  Назовите основные виды хвостовиков рабочих лопаток. 
4.  Назовите характерные повреждения рабочих лопаток. 
5.  На что необходимо обратить внимание при визуальном осмотре лопаток? 
6.  Какие методы неразрушающего контроля применяются для проверки металла лопаток? 
7.  Перечислите технологические операции, входящие в процесс восстановления лопаток. 
8.  На что необходимо обратить особое внимание при облопачивании? 
9.  Перечислите основные моменты, на которые необходимо обратить особое  внимание при осмотре новых лопаток. 
10. Как осуществляется проверка хвостовиков лопаток по шаблону? 
11. Как и зачем производится моментная развеска лопаток? 
12. Перечислите типовые конструкции связей лопаток. 



Глава 9 
РЕМОНТ МУФТ РОТОРОВ 
9.1. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ МУФТ 
Соединительные муфты предназначены для соединения между собой роторов в единый валопровод, а также для переда-
чи крутящего момента от отдельных роторов турбины к ротору генератора. В многоцилиндровых турбинах, имеющих один 
упорный подшипник, муфты передают и осевое усилие. 
По своей конструкции соединительные муфты подразделяются на жесткие, полугибкие и гибкие [7, 10, 11, 15, 55...61]. 
Жесткие муфты состоят из двух фланцев, откованных вместе с валами или насаженных на них и стянутых по окружно-
сти призонными болтами. Крутящий момент в жестких муфтах передается за счет сил трения между торцами полумуфт, воз-
никающих в результате стягивания их болтами. 
На рис. 9.1 показан пример простейшей жесткой муфты, чаще всего используемой для соединения роторов высокого и 
среднего  давления.  Полумуфты  1  и  3  выполнены  в  виде  фланцев  заодно  с  валами  соединяемых  роторов.  Радиальная  цен-
тровка полумуфт обеспечивается с помощью кольцевого выступа на одной полумуфте и впадины на другой (такая конструк-
ция применяется обычно в случаях с трехопорной схемой опирания пары роторов конструкции ЛМЗ) или в процессе сборки 
при плоских торцах полумуфт турбин конструкции ХТЗ. Полумуфты стягиваются призонными болтами 2, устанавливаемы-
ми в строго соосные, обработанные заодно отверстия в полумуфтах с зазором 0,010...0,025 мм. Для облегчения повторяемо-
сти сборки валопровода после разъединения полумуфт в некоторых конструкциях муфт используются конические болты 5
При соединении роторов жесткими муфтами предъявляются строгие требования к качеству изготовления и сборки муфт. 
Для жестких муфт допускается [15]: 
— торцевое биение фланцев муфты не более 0,02...0,03 мм; 
— радиальное биение по центрирующему выступу (и выточке) не 
более 0,02 мм; 
—  радиальное  биение  по  наружному  диаметру  фланца  относи-
тельно оси не более 0,03 мм; 
—  величина  несоосности  (коленчатости)  при  сборке  жестких 
муфт не должна превышать 0,01...0.03 мм. 
Отверстия  под  соединительные  болты  и  сами  соединительные 
болты  (призонные  болты)  выполняются  под  скользящую  посадку 
(H7/g7). 
Полугибкие  муфты,  иногда  называемые  полужесткими,  выпол-
нены  в  виде  двух  полумуфт,  насаживаемых  на  концы  роторов,  свя-
занных между собой промежуточной соединительной частью (одной 
или  двумя)  гофрированной  или  волнистой  формы.  В  качестве  упру-
гого элемента могут быть использованы линзовый компенсатор, тор-
сионный вал или тонкостенная цилиндрическая вставка. 
За  счет  наличия  в  конструкции  упругого  промежуточного  эле-
мента  муфта  допускает  небольшой  излом  и  позволяет  компенсиро-
вать  возникающие  при этом  изгибающие  усилия.  Этот  излом  может 
возникнуть  в  процессе  работы  турбоагрегата  вследствие  различного 
температурного  расширения  по  высоте  опор  соединяемых  валов 
Рис. 9.1. Простейшая жесткая муфта: 
(эксплуатационной расцентровки опор). 
1,3  —  полумуфты;  2 — призонный  болт;  4  — 
Крутящий  момент  в  полужестких  муфтах,  так  же  как  и  в  жест-
технологическое  отверстие  под  отжимной  болт; 
ких, передается за счет сил трения между торцами полумуфт и упру-
5 — конический болт 
гого элемента, возникающих в результате стягивания  их призонны-
ми болтами. 
На рис. 9.2 показана конструкция полугибкой муфты, применяемой в турбинах производства ЛМЗ. 
При соединении роторов полугибкими муфтами допускается [55]: 
—  торцевое биение фланцев муфты не более 0,04 мм; 
—  радиальное биение по наружному диаметру фланца относительно оси — 0,04 мм. Взаимное соосное расположение 


трех основных деталей полугибкой муфты (двух полумуфт и упругого элемента) обеспечивается: 
на заводе выверкой их положения относительно друг друга на карусельном станке с последующей совместной обработ-
кой отверстий под призонные болты; 
во время ремонтов и на монтаже проверкой коленчатости пары собранных роторов с последующей расточкой или раз-
вертыванием  отверстий  (в  случае  обнаружения  отклонений  от  требований)  с  изготовлением  нового  комплекта  призонных 
болтов. 
Важным элементом жестких и полугибких муфт являются призонные болты. Количество и диаметр болтов определяются 
из условий надежной передачи крутящего момента муфтой за счет сил трения в них, при этом в случае возникновения тор-
мозящего усилия короткого замыкания в генераторе в первую очередь должны разрушаться болты и ни в коем случае флан-
цы муфт. Для обеспечения изложенных требований максимальный диаметр призонных болтов не должен превышать вели-
чин, разрешенных заводом для этих муфт; в случае получения больших диаметров отверстий в полумуфтах, чем допустимые 
заводом-изготовителем  (это  возможно  после  нескольких  расточек  отверстий),  в  отверстия  муфты  необходимо  установить 
втулки для обеспечения требуемых размеров болтов. 
Гибкие  муфты,  называемые  иногда  подвижными,  имеют  разнообразную  конструкцию  (зубчатые,  эвольвентные,  пру-
жинные, кулачковые). Гибкие муфты допускают некоторую расцентровку роторов, вызываемую неточностью их установки и 
тепловыми деформациями, возникающими в процессе работы турбины. В случае применения в конструкции турбины гибких 
муфт  осевое положение  каждого  из  роторов,  соединяемых  с  их  помощью,  фиксируется  собственным  упорным  подшипни-
ком. 
Гибкие муфты используют обычно для передачи небольших крутящих моментов, поэтому такие муфты устанавливались 
в турбинах низкого, среднего и высокого давления единичной мощностью до 100 МВт, а в настоящее время применяются в 
энергетике, в основном для вспомогательных механизмов, например для турбопитательных насосов. 
Для нормальной работы гибких муфт перечисленных конструкций необходима непрерывная смазка. 
На рис. 9.3 показана конструкция зубчатой муфты, состоящей из двух полумуфт 5 и 7. На периферии полумуфт выпол-
нены зубья эвольвентного профиля, на которые надет кожух с соответствующими зубьями 9. Фиксация кожуха на полу-
муфтах осуществляется кольцами 2 и 6. Крутящий момент с вала на вал передается через зубья с ведущего вала на кожух, а с 
кожуха на ведомый вал. 
Допуская значительные осевые перемещения валов, зубча-
тые муфты требуют довольно точной центровки, хотя и усту-
пающей по точности жестким муфтам: непараллельность тор-
цов  полумуфт  допускается  не  более 0,08 мм,  а  взаимное  их 
биение по окружности до 0,1 мм [13]. 
На  рис. 9.4 показана  конструкция  муфты  со  змеевидной 
пружиной, иногда называемой муфтой Вельман-Биби, широко 
применявшаяся  в  турбинах  производства  ЛМЗ  мощностью  до 
100 МВт. Две полумуфты и 2 посажены с натягом на конус-
ные  концы  соединяемых  валов.  По  внешней  цилиндрической 
поверхности полумуфт профрезерованы пазы, в которые зало-
жена змеевидная пружина из&n