Турбогенераторы серии ТВС
Групповые технические условия на капитальный ремонт
Нормы и требования

Дата введения - 2009-10-05

Москва

2009

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандартов организации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского» (ОАО «ЭНИН») и Закрытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро по модернизации и ремонту энергетического оборудования электростанций» (ЗАО «ЦКБ Энергоремонт»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом НП «ИНВЭЛ» от №

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

Турбогенераторы серии ТВС
Групповые технические условия на капитальный ремонт.
Нормы и требования.

1 Область применения

Настоящий стандарт организации:

- является нормативным документом, устанавливающим технические нормы и требования к ремонту турбогенераторов серии ТВС и ТГВ-25, направленные на обеспечение промышленной безопасности тепловых электрических станций, повышение надежности эксплуатации и качества ремонта;

- устанавливает технические требования, объем и методы дефектации, способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и турбогенераторам в целом в процессе ремонта и после ремонта;

- устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов серии ТВС и ТГВ-25 с их нормативными и доремонтными значениями;

- распространяется на капитальный ремонт турбогенераторов серии ТВС и ТГВ-25;

- предназначен для применения генерирующими компаниями, эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях, ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное обслуживание оборудования электростанций.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и другие нормативные документы:

Федеральный закон РФ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

ГОСТ 10-88 Нутромеры микрометрические. Технические условия

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 533-2000 Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия

ГОСТ 8026-92 Линейки поверочные. Технические условия

ГОСТ 8925-68 Щупы плоские для станочных приспособлений. Конструкция

ГОСТ 9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие технические условия

ГОСТ 9696-82 Индикаторы многооборотные с ценой деления 0,001 и 0,002 мм. Технические условия

ГОСТ 10905-86 Плиты поверочные и разметочные. Технические условия

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 17230282.27.010.002-2008 Оценка соответствия в электроэнергетике

СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования

СТО 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электрические станции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования

СТО 70238424.29.160.20.009-2009 Турбогенераторы. Общие технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены основные понятия по Федеральному закону РФ «О техническом регулировании» и термины - по ГОСТ 15467, ГОСТ 16504, ГОСТ 18322, ГОСТ 27.002, СТО 70238424.27.010.001, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 требование: Норма, правила, совокупность условий, установленных в документе (нормативной и технической документации, чертеже, стандарте), которым должны соответствовать изделие или процесс.

3.1.2 характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте характеристики физические (механические, электрические, химические) и функциональные (производительность, мощность ...).

3.1.3 характеристика качества: Присущая характеристика продукции, процесса или системы, вытекающая из требований.

3.1.4 качество отремонтированного оборудования: Степень соответствия совокупности присущих оборудованию характеристик качества, полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.5 качество ремонта оборудования: Степень выполнения требований, установленных в нормативной и технической документации, при реализации комплекса операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования или его составных частей.

3.1.6 оценка качества ремонта оборудования: Установление степени соответствия результатов, полученных при освидетельствовании, дефектации, контроле и испытаниях после устранения дефектов, характеристикам качества оборудования, установленным в нормативной и технической документации.

3.1.7 технические условия на капитальный ремонт: Нормативный документ, содержащий требования к дефектации изделия и его составных частей, способы ремонта для устранения дефектов, технические требования, значения показателей и нормы качества, которым должно удовлетворять изделие после капитального ремонта, требования к контролю и испытаниям оборудования в процессе ремонта и после ремонта.

3.2 Обозначения и сокращения

ВК - визуальный контроль;

ИК - измерительный контроль;

Карта - карта дефектации и ремонта;

КИ - контрольные испытания;

НТД - нормативная и техническая документация;

Т.Т. - технические требования;

УЗД - ультразвуковая дефектоскопия;

R_a - среднее арифметическое отклонение профиля;

R_z - высота неровностей профиля по десяти точкам.

4 Общие положения

4.1 Подготовка турбогенераторов серии ТВС и ТГВ-25 к ремонту, вывод в ремонт, производство ремонтных работ и приемка из ремонта должны производиться в соответствии с нормами и требованиями СТО 70238424.27.100.017-2009.

Требования к ремонтному персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены в СТО 70238424.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных турбогенераторов. Порядок проведения оценки качества ремонта турбогенераторов устанавливается в соответствии с СТО 70238424.27.100.012-2008.

4.3 Настоящий стандарт применяется совместно с СТО 70238424.29.160.20.009-2009.

4.4 Требования настоящего стандарта могут быть использованы при среднем и текущем ремонтах турбогенераторов. При этом учитываются следующие особенности их применения:

- требования к составным частям и турбогенератору в целом в процессе среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;

- требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями при среднем ремонте применяются в полном объеме;

- требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями при текущем ремонте применяются в объеме, определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным для установления работоспособности турбогенератора.

4.5 При расхождении требований настоящего стандарта с требованиями других НТД, выпущенных до утверждения настоящего стандарта, необходимо руководствоваться требованиями настоящего стандарта.

При внесении предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию на турбогенераторы и при выпуске нормативных документов органов государственного надзора, которые повлекут за собой изменение требований к отремонтированным составным частям и турбогенератору в целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в настоящий стандарт.

4.6 Требования настоящего стандарта распространяются на капитальный ремонт турбогенераторов в течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку турбогенераторов или в других нормативных документах. При продлении в установленном порядке продолжительности эксплуатации турбогенераторов сверх полного срока службы, требования настоящего стандарта применяются в разрешенный период эксплуатации с учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление продолжительности эксплуатации.

5 Общие технические сведения

5.1 Группа турбогенераторов серии ТВС включает турбогенераторы ТВС-30, ТВС-32 и ТГВ-25.

Общие виды турбогенераторов серии ТГВ приведены на рисунке 5.1а, а турбогенераторов серии ТВС - на рисунке 5.1б.

Основные характеристики и параметры турбогенераторов серии ТВС приведены в таблице 5.1.

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - обтекатель; 4 - ротор; 5 - уплотнение вала ротора;
6 - подшипник; 7 - щеточный аппарат; 8 - газоохладитель

а) - Турбогенераторы типа ТГВ-25

1 - статор; 2 - щит наружный; 3 - обтекатель; 4 - ротор; 5 - уплотнение вала ротора;
6 - подшипник; 7 - щеточный аппарат; 8 - газоохладитель

б) - Турбогенераторы типа ТВС-30 и ТВС-32

Рисунок 5.1

Таблица 5.1 - Основные характеристики и параметры турбогенераторов серии ТВС

5.2 Турбогенераторы серии ТВС и ТГВ-25 предназначены для выработки электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами на тепловых электростанциях. Турбогенераторы выполнены с непосредственным водородным охлаждением сердечника статора и косвенным водородным охлаждением обмотки ротора и статора.

Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием двух осевых вентиляторов, установленных на валу ротора с обеих сторон генератора и охлаждается четырьмя вертикальными газоохладителями, встроенными в корпус генератора.

Корпус статора турбогенераторов газонепроницаемый, выполнен неразъемным и имеет внутри поперечные кольца жесткости для крепления сердечника. В щитах и валу ротора предусмотрены специальные каналы, по которым охлаждающий газ попадает в лобовые части обмотки ротора.

Наружные щиты имеют линию разъема по горизонтали, которая уплотнена резиновым жгутом.

Для предотвращения выхода водорода из корпуса статора по валу ротора на наружных щитах установлены масляные уплотнения вала. Корпуса уплотнений вала жестко присоединены к торцевым щитам с обеих сторон генератора.

Для проникновения внутрь корпуса статора, не разбирая наружные щиты, в нижней его части предусмотрен люк, уплотненный резиновой прокладкой.

Сердечник статора собран на клиньях из сегментов электротехнической стали толщиной 0,5 мм, покрытых изолирующим лаком, и вдоль оси разделен вентиляционными каналами на пакеты.

Клинья сердечника статора приварены к поперечным кольцам корпуса статора.

В пазы сердечника статора уложены стержни статорной обмотки. Изоляция стержней - непрерывная из микаленты на асфальтовом лаке, либо темореактивная (после модернизации). Начала и концы обмотки выведены наружу через шесть выводов генератора.

Обмотки статоров в пазах закреплены специальными клиньями. Лобовые части обмотки - корзиночного типа.

Подшипники генераторов со стороны возбудителя и турбины встроены в наружные щиты (турбогенераторы ТГВ-25). Подшипники стоякового типа (ТВС-30 и ТВС-32) имеют шаровой самоустанавливающийся вкладыш. Смазка подшипника - принудительная. Масло подается под избыточным давлением из напорного маслопровода турбины.

Роторы изготовлены из цельных поковок специальной стали, обеспечивающей механическую прочность при всех режимах работа генератора.

Обмотки роторов выполнены из полосовой меди с присадкой серебра и имеет в пазовой части ротора косвенное охлаждение водородом, а лобовые части - непосредственное охлаждение по схеме самовентиляции с забором газа по каналам в щитах машины после газоохладителя.

Обмотка в пазу ротора закреплена дюралюминиевыми клиньями. Лобовая часть витков обмотки охлаждается потоком газа, поступающим из зон давления в щитах за счет эффекта самовентиляции.

Контактные кольца, насаженны в горячем состоянии на промежуточную втулку, изолированную от колец.

Щеточно-контактный аппарат защищен открывающимся кожухом.

Роторные бандажные кольца выполнены из специальной немагнитной стали и имеют по одной горячие посадке: на центрирующие кольца (для генераторов типа ТВС) и на заточку на бочке ротора (для турбогенераторов типа ТГВ-25).

Лобовые части обмотки ротора изолированы от бандажных и центрирующих колец стеклотекстолитом.

Контроль теплового состояния обмотки и сердечника статора, а также охлаждающих сред производится термопреобразователями сопротивления.

5.3 Наибольшие допустимые температуры отдельных узлов и охлаждающего газа турбогенераторов серии ТВС при номинальных давлении и температуре охлаждающих сред приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

5.4 Конструктивные характеристики, рабочие параметры и назначение турбогенераторов должны соответствовать ГОСТ 533.

5.5 При разработке стандарта использовалась конструкторская, нормативная и техническая документация заводов-изготовителей.

6 Общие технические требования

Общие технические требования, требования к метрологическому обеспечению и видам контроля, общие технические требования к дефектации и способам ремонта определяются в соответствии со СТО 70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 5), определяющему общие нормы и требования по ремонту турбогенераторов.

7 Требования к составным частям

Разделы требований к составным частям должны применяться совместно с соответствующими разделами требований к составным частям СТО 70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 7).

7.1 Составные части статора

Дефектацию и ремонт составных частей статора (поз. 1 рис. 5.1а и 5.1б), щита наружного (поз. 2 рис. 5.1а и 5.1б) и обтекателя (поз. 3 рис. 5.1а и 5.1б) необходимо проводить в соответствии с картами 1 - 3.

Карта дефектации и ремонта 1

Статор, поз. 1 рис. 5.1а и 5.1б

Количество на генератор, шт. - 1

7.2 Требования к отремонтированному статору

7.2.1 На поверхности статора (обмотке, сердечнике и корпусе) не должно быть загрязнений.

7.2.2 Защитное покрытие поверхности расточки активной стали электроизоляционной эмалью должно быть равномерным, без отслоений.

7.2.3 Статорная обмотка, соединительные и выводные шины должны быть покрыты электроизоляционной маслостойкой эмалью.

7.2.4 Увлажнение обмотки статора не допускается. Необходимость сушки устанавливается по СО 34.45-51.300 [1].

7.2.5 Соединительные шпильки изоляционных накладок крепления лобовых частей статорной обмотки не должны касаться изоляции обмотки.

7.2.6 Не допускается более 10 % ослабленных средних клиньев, но не более трех подряд в одном пазу.

Концевые клинья и два к ним прилегающие с каждой стороны паза должны быть установлены плотно и иметь дополнительное крепление согласно требованиям конструкторской документации.

Пазы должны быть переуплотнены (переклинены), если количество ослабленных клиньев в них превышает допустимое.

7.2.7 Допустимый зазор в стыках клиньев - не более 3,0 мм, не чаще, чем через 10 клиньев.

Допускается разновысотность клиньев в одном пазу не более 1,5 мм.

7.2.8 Статорная обмотка, соединительные и выводные шины совместно с концевыми выводами должны быть испытаны в соответствии с требованиями СО 34.45-51.300 [1].

7.2.9 Для обеспечения плотности крепления обтекателя к щиту необходимо: не применять повторно стопорные и пружинные шайбы, контролировать плотность затяжки каждого болта, дополнительно стопорить крепежные болты с помощью проволоки.

Карта дефектации и ремонта 2

Щит наружный, поз. 2 рис. 5.1а и 5.1б

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 3

Обтекатель вентилятора, поз. 3 рис. 5.1а и 5.1б

Количество на изделие, шт. - 2

7.3 Составные части ротора

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла (поз. 1 рис. 7.1а и 7.1б), контактных колец (поз. 2 рис. 7.1 и 7.1б), вентилятора (поз. 3 рис. 7.1 и 7.1б) и обмотки ротора поз. 4 необходимо проводить в соответствии с картами 4 - 11.

Нормы натягов бандажного узла и контактных колец приведены в таблицах 7.1 и 7.2

1 - бандажный узел; 2 - контактные кольца с токоподводом; 3 - вентилятор; 4 - обмотка ротора.

а) - Ротор турбогенератора ТГВ-25 (поз. 4 рис. 5.1а)

1 - бандажный узел; 2 - контактные кольца с токоподводом; 3 - вентилятор; 4 - обмотка ротора.

б) - Ротор турбогенератора типа ТВС-30 (поз. 4 рис. 5.1б)

Рисунок 7.1

Карта дефектации и ремонта 4

Ротор, поз. 4 рис. 5.1а и 5.1б

Количество на изделие, шт. - 1

Ротор турбогенератора ТГВ-25

Ротор турбогенератора типа ТВС-30

7.4 Составные части бандажного узла ротора

Дефектацию и ремонт составных частей бандажного узла (поз. 1 рис. 7.2а и 7.2б) и кольца центрирующего (поз. 2 рис. 7.2б) необходимо проводить в соответствии с картами 5 - 6.

Нормы натягов в деталях бандажного узла турбогенераторов серии ТВС и ТГВ-25 приведены в таблицах 7.1а и 7.1б.

1 - бандажное кольцо.

а) - Бандажный узел ротора ТГВ-25, поз. 1 рис. 7.1а

1 - бандажное кольцо; 2 - центрирующее кольцо.

б) - Бандажный узел ротора ТВС-30, поз. 1 рис. 7.1б

Рисунок 7.2

Таблица 7.1а - Натяги в деталях бандажного узла турбогенераторов серии ТВС

Размеры в миллиметрах

Таблица 7.1б - Натяги в деталях бандажного узла турбогенераторов ТГВ-25

Размеры в миллиметрах

Карта дефектации и ремонта 5

Кольцо бандажное (поз. 1 на рис. 7.2а и 7.2б)

Количество на изделие, шт. - 2

Кольцо бандажное турбогенератора серии ТВС

Кольца бандажное и упорное в сборе турбогенератора типа ТГВ-25

Карта дефектации и ремонта 6

Кольцо центрирующее (поз. 2 на рис. 7.2б)

Количество на изделие, шт. - 2

7.5 Требования к бандажному узлу ротора

7.5.1 При выполнения капитального ремонта ротора должны выполняться все требования, предъявляемые к бандажному узлу ротора, в соответствии с СО 153-34.45.513 (разделы 1 - 2) [2].

7.5.2 Обеспечить натяги, указанные в таблицах 7.1а и 7.1б.

7.5.3 Допуск радиального биения наружной поверхности бандажного кольца (на стороне центрирующего кольца) относительно оси вращения вала ротора - 0,5 мм.

7.5.4 Поверхности деталей бандажных узлов (кроме посадочных) покрыть эмалью КО855 или другим антикоррозионным покрытием с аналогичными свойствами.

7.5.5 В ближайшие капитальные ремонты заменить заводские центрирующие кольца на центрирующие кольца повышенной эластичности разработки ОАО «ЦКБ Энергоремонт» либо завода-изготовителя или модернизировать их, выполнив дополнительные тангенциальные прорези. (Только для турбогенераторов ТВС-30 и ТВС-32).

7.5.6 После сборки бандажного узла проводить дублирующий контроль состояния посадочных натягов в соответствии с СО 153-34.45.513 (Приложение Б) [2].

7.6 Составные части контактного кольца

Дефектацию и ремонт составных частей контактного кольца (поз. 1 рис. 7.3), токоведущего болта (поз. 2, 3 рис. 7.3) и контактного винта (поз. 4 рис. 7.3) необходимо проводить в соответствии с картами 7 - 9.

Размеры и натяги узла контактных колец, а также моменты затяжки токоведущих болтов различных диаметров приведены в таблице 7.2.

1 - контактное кольцо; 2, 3 - токоведущий болт; 4 - контактный винт

Рисунок 7.3 - Контактные кольца с токоподводом, поз. 2 рис. 7.1а и 7.1б

Таблица 7.2 - Размеры и натяги узла контактных колец

Размеры в миллиметрах

Карта дефектации и ремонта 7

Кольцо контактное (поз. 1 на рис. 7.3)

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 8

Болт токоведущий (поз. 2 и 3 на рис. 7.3)

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 9

Винт контактный (поз. 3 на рис. 7.3)

Количество на изделие, шт. - 2

7.7 Требования к отремонтированным контактным кольцам

7.7.1 Радиальный зазор между винтом и изолирующей коробкой недопустим. Зазор устранить изоляционными прокладками, обеспечив натяг 0,2 мм.

7.7.2 Допуск радиального биения рабочей поверхности контактных колец относительно оси - 0,015 мм.

7.7.3 Токоведущий болт затянуть моментом, указанным в табл. 7.3.

Винт контактный с метрической резьбой М20 затянуть с моментом 55 Н∙м (550 кг∙см), но не более момента затяжки токоведущих болтов.

Таблица 7.3 - Моменты затяжки токоведущих болтов различных диаметров.

7.8 Составные части вентилятора

Дефектацию и ремонт лопатки вентилятора (см. рисунок 7.4) необходимо проводить в соответствии с картами 10 - 11.

Величины натягов при посадке вентилятора приведены в таблице 7.4.

1 - лопатка вентилятора; 2 - ступица вентилятора.

Рисунок 7.4 - Вентилятор (поз. 3 на рис. 7.1а и 7.1б)

Таблица 7.4 - Величины натягов при посадке вентилятора

Карта дефектации и ремонта 10

Лопатка вентилятора (поз. 1 на рис. 7.4)

Количество на изделие, шт. - 2 комплекта.

Карта дефектации и ремонта 11

Втулка вентилятора (поз. 2 рис. 7.4)

Количество на изделие, шт. - 2

7.9 Требования к отремонтированному вентилятору

7.9.1 Лопатки устанавливать, строго соблюдая маркировку.

7.9.2 Гайки не должны иметь трещин, должны быть затянуты до упора и застопорены.

7.9.3 Натяг ступицы вентилятора на вал ротора в соответствии с таблицей 7.4.

7.9.4 На лопатках не допускаются следующие дефекты:

- «следы» от моделей или местные незаполнения контура более 2 мм и единичные наплывы металла высотой более 2 мм на необрабатываемых частях лопаток;

- одиночные поры и раковины диаметром и глубиной более 2 мм и сосредоточенные поры и раковины диаметром и глубиной более 1 мм на необрабатываемых частях лопаток;

- трещины и неслитины, распространяющиеся в глубь металла, в основном в местах перехода пера в основание лопатки;

- следы эрозионного износа игольчатой формы на набегающей кромке пера от воздействия паров и капель влаги и масла;

- механические забоины и сколы по кромке пера, превышающие 3 мм в глубину тела пера, а также деформации перьев лопаток, нанесенные посторонним предметом.

7.9.5 С помощью шлифовального круга удаляются дефекты, указанные в п. 7.9.4 настоящего стандарта.

Выборки металла должны иметь плавный переход к основной поверхности, радиус перехода должен быть не менее 8 мм.

Наибольшая допустимая глубина выборок металла на рабочей поверхности лопаток (включая и место перехода пера в основание) в направлении, нормальном к поверхности, не должна превышать 6 мм. При этом местное утончение пера лопатки не должно превышать половины его толщины, указанной на чертеже, а общая площадь выбранного металла в любом сечений лопатки, параллельном ее основанию, не должна быть более 3 см².

Глубина выборок металла в основании лопатки и в местах перехода набегающей и сбегающей кромок пера в основание не должна превышать 8 мм.

Поверхности выбранных участков обрабатываются с чистотой поверхности 5-го класса (R_z - 20 мкм), после чего проводится цветная дефектоскопия.

7.10 Составные части уплотнение вала турбогенератора

Дефектацию и ремонт составных частей корпуса уплотнения (поз. 1 рис. 7.5а, 7.5б и 7.5в), вкладыша уплотнения (поз. 2 рис. 7.5а, 7.5б и 7.5в), маслоуловителя (поз. 3 рис. 7.5а, 7.5б и 7.5в) необходимо проводить в соответствии с картами 12 - 14.

Рисунок 7.5 - Уплотнение вала ротора

Карта дефектации и ремонта 12

Корпус уплотнения (поз. 1 на рис. 7.5а, 7.5б и 7.5в)

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 13

Вкладыш уплотнения (поз. 2 на рис. 7.5а, 7.5б и 7.5в)

Количество на изделие, шт. - 2

Карта дефектации и ремонта 14

Маслоуловитель (поз. 3 на рис. 7.5а, 7.5б и 7.5в)

Количество на изделие, шт. - 2

7.11 Требования к отремонтированному уплотнению вала турбогенератора

7.11.1 Осевые зазоры, определяющие возможность перемещения вкладыша в корпусе, должны соответствовать требованиям формуляра разработчика конструкторской документации в течение всего периода эксплуатации турбогенератора. При нарушении зазоров из-за периодического ремонта упорного диска работоспособность уплотнения должна быть восстановлена за счет восстановления паспортных значений осевых зазоров путем замены изношенных деталей или их модернизации.

7.11.2 Размеры между составными частями уплотнения вала ротора, маслоуловителем и ротором должны соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя.

7.11.3 Торцовое биение привалочной поверхности наружного щита (в месте установки корпуса уплотнения) относительно оси вращения вала ротора - 1,0 мм. При необходимости дообработать:

- привалочную поверхность наружного щита;

- с «обратным уклоном» торцовую поверхность корпуса уплотнения.

7.11.4 Сопротивление изоляции корпуса уплотнения (сторона контактных колец) турбогенераторов ТГВ-25 и ТВС-32, измеренное относительно наружного щита, при полностью собранных маслопроводах и при отсутствии контакта между вкладышем уплотнения и шейкой вала ротора должно быть не менее 1 МОм в соответствии с СО 34.45-51.300 [1].

7.12 Составные части подшипника опорного, щеточно-контактного аппарата и газоохладителей

Дефектацию и ремонт составных частей подшипника опорного (поз. 6 рис. 5.1а и 5.1б), щеточно-контактного аппарата (поз. 7 рис. 5.1а и 5.1б) и газоохладителей (поз. 8 рис. 5.1а и 5.1б) турбогенератора серии ТВС и ТГВ-25 необходимо проводить в соответствии с картами 15 - 17.

Карта дефектации и ремонта 15

Подшипник (поз. 6 на рис. 5.1а и 5.1б)

Количество на изделие, шт. - 1

 

7.13 Требования к отремонтированному подшипнику

7.13.1 Технические требования на зазоры, натяги и смещения между сопрягаемыми поверхностями составных частей подшипника и маслозащитных устройств, а также прилегание между ними должны соответствовать требованиям конструкторской документации.

7.13.2 Механические повреждения, расслаивания, набухания и подгары изоляционных деталей подшипника не допускаются.

7.13.3 Ослабленное крепление маслозащитных колец и маслозащитных устройств не допускается.

7.13.4 Трещины и непровары в корпусе подшипника и маслопроводах не допускаются.

7.13.5 Плоскости разъемов маслозащитных устройств должны совпадать с плоскостью разъема корпуса подшипника.

7.13.6 Сопротивление изоляции, измеренное относительно фундаментной плиты, при полностью собранных маслопроводах при отсутствии контакта между подшипником и шейкой вала ротора должно быть не менее 1 МОм.

Карта дефектации и ремонта 16

Аппарат щеточно-контактный (поз. 7 рис. 5.1а и 5.1б)

Количество на изделие, шт. - 1

Карта дефектации и ремонта 17

Газоохладители (поз. 8 на рис. 5.1а и 5.1б)

Количество на изделие, шт. - 4

7.14 Требования к отремонтированному газоохладителю

7.14.1 На наружных поверхностях трубок, трубных досок и крышек газоохладителя не должно быть загрязнений, следов влаги и масла.

7.14.2 Внутренние поверхности крышек, соприкасающиеся с водой, покрыть водостойкой эмалью.

7.14.3 Наружные поверхности корпуса и крышек газоохладителя покрыть маслостойкой эмалью.

7.14.4 Техническое состояние отремонтированного газоохладителя должно соответствовать требованиям конструкторской документации завода-изготовителя. Испытание газоохладителя производить гидравлическим давлением - 0,5 МПа.

8 Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору

Требования к сборке и к отремонтированному турбогенератору должны применяться в соответствии с СТО 70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 8).

Установочные размеры при сборке турбогенератора приведены на рисунках 8.1 - 8.2 и табл. 8.1 - 8.2.

Рисунок 8.1

Таблица 8.1 - Установочные размеры при сборке турбогенератора

Размеры в миллиметрах

Рисунок 8.2 - Зазор между вентилятором и обтекателем

Таблица 8.2 - Осевые и радиальные зазоры между вентилятором и обтекателем

Зазоры в миллиметрах

8.1 Сборка турбогенератора должна производиться по конструкторской документации завода-изготовителя на турбогенератор и формулярам зазоров для каждой сборочной единицы.

8.2 К сборке допускаются составные части, удовлетворяющие требованиям СТО 70238424.29.160.20.009-2009 и СО 34.45-51.300 [1].

8.3 Трубки, гибкие шланги и каналы перед сборкой турбогенератора должны быть продуты сжатым воздухом.

8.4 При соединении составных частей турбогенератора через изолирующие детали сопротивление изоляции должно при необходимости контролироваться периодически в процессе сборки.

8.5 Контактные поверхности токоведущих частей должны быть очищены и обезжирены.

8.6 Перед установкой ротора, газоохладителей, щитов и других составных частей, перед закрытием смотровых люков необходимо дополнительно проверить закрепление деталей и отсутствие посторонних предметов на собранных и собираемых составных частях.

8.7 При вращении ротора валоповоротным устройством и турбиной не должны прослушиваться звуки, свидетельствующие об ударах, заеданиях и касаниях в турбогенераторе.

8.8 На собранном турбогенераторе не допускаются:

- ослабленное крепление статора к фундаменту;

- ослабленное крепление опорных подшипников к фундаменту;

- ослабленное крепление фундаментных плит;

- ослабленное крепление и обрыв заземлителя корпуса статора;

- ослабленное крепление трубопроводов, кожухов и других деталей, закрепленных на наружной поверхности корпуса статора;

- течи воды и масла из соединений.

8.9 Выполнение пусковых операций на турбогенераторе при снятых и незакрепленных деталях не допускается, за исключением, пусков для балансирования ротора и проведения специальных испытаний; в последнем случае должны быть приняты меры против попадания в турбогенератор посторонних предметов и масла, а также приняты меры по закреплению временно установленных составных частей и приспособлений.

8.10 Параметры отремонтированных масляных уплотнений роторов турбогенераторов должны соответствовать требованиям конструкторской и (или) ремонтной документации на ремонт конкретных турбогенераторов.

8.11 Допускается изменение параметров турбогенератора в сторону повышения эффективности использования на основании конструкторской документации и результата испытаний.

8.12 Вибрационное состояние турбогенератора и его составных частей, проверенное по параметрам, приведенным в СТО 70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 8, таблица 2), должно соответствовать требованиям СО 34.45-51.300 [1].

9 Испытания и показатели качества отремонтированных турбогенераторов серии ТВС и ТГВ-25

Объемы, методы испытаний и сравнения показателей качества отремонтированных турбогенераторов с их нормативными и доремонтными значениями определяются и производятся в соответствии с СТО 70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 9).

10 Требования к обеспечению безопасности

Требования к обеспечению безопасности определяются в соответствии с СТО 70238424.29.160.20.009-2009 (раздел 10).

11 Оценка соответствия

11.1 Оценка соответствия производится в соответствии с СТО 17230282.27.010.002-2008.

11.2 Оценка соответствия соблюдения технических требований, объема и методов дефектации, способов ремонта, методов контроля и испытаний к составным частям и турбогенераторам в целом нормам и требованиям настоящего стандарта на капитальный ремонт осуществляется в форме контроля в процессе ремонта и при приемке в эксплуатацию.

11.3 В процессе ремонта производится контроль за выполнением требований настоящего стандарта к составным частям и турбогенераторам в целом при производстве ремонтных работ, выполнении технологических операций ремонта и поузловых испытаниях.

При приемке в эксплуатацию отремонтированных турбогенераторов производится контроль результатов приемо-сдаточных испытаний, работы в период подконтрольной эксплуатации, показателей качества, установленных оценок качества и отремонтированных турбогенераторов и выполненных ремонтных работ.

11.4 Результаты оценки соответствия характеризуются оценками качества отремонтированного турбогенератора и выполненных ремонтных работ.

11.5 Контроль соблюдения норм и требований настоящего стандарта на капитальный ремонт осуществляют органы (Департаменты, подразделения, службы), определяемые генерирующей компанией.

11.6 Контроль соблюдения норм и требований настоящего стандарта на капитальный ремонт осуществляется по правилам и в порядке, установленном генерирующей компанией.

Библиография

[1] СО 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования (Утвержден ОАО РАО «ЕЭС России» 08.05.97)

[2] СО 153-34.45.513-2007 Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов (Утвержден ОАО РАО «ЕЭС России» 05.04.2007)